Решение воспользоваться повышенным давлением газа на УКПГ-8а для использования его для централизованной подачи в систему регенерации силикагеля, конечно же, будет действовать ограниченное время из-за снижения пластового давления в этом районе в процессе эксплуатации. С целью обеспечения работы системы регенерации в дальнейшем предлагается на базе выведенной из эксплуатации ДКС (например УКПГ-6) организовать централизованную ДКС для подачи газа регенерации. Имеющиеся машины ДКС-6 должны быть модернизированы или заменены на новые.
Возможно и более простое решение: взять газ высокого давления после ЦДКС и подать его в специально выделенный для этой цели межпромысловый коллектор для централизованной подачи газа в систему регенерации на УКПГ-1, 4, 5, 6.
Исходя из представленных выше соображений, ТюменНИИ-гипрогаз предлагает свое решение по реконструкции системы подготовки газа на Медвежьем месторождении.
Предлагается следующая программа реконструкции системы сбора, подготовки и транспорта газа на завершающей стадии эксплуатации Медвежьего месторождения:
1. В 2001-2002 гг. сменить СПЧ на ЦДКС со
степени сжатия
1,44 на 1,7 (5 машин входной ступени) и переобвязать схему под
ключения ГПА обеих очередей с коллекторной на
универсальную.
Нагнетатели входной ступени сжатия на
ЦДКС должны быть на
входное давление до 14-15 кг/см2.
2. В 2002 г. вывести из эксплуатации УКПГ-7,
перебросив газ
на УКПГ-6, 8.
3. В 2003 г. вывести из эксплуатации УКПГ-3.
4. В 2002 г. провести реконструкцию системы
регенерации
адсорбента на УКПГ -1, 4, 5, 6 с целью обеспечения циркуляции
газа регенерации при отключении ДКС. В
качестве вариантов рас
смотреть установку специальных
компрессоров газа регенерации
или подачу газа регенерации с высоким
давлением с УКПГ-8а или
общего компрессора на одном из УКПГ. В
качестве этого общего
компрессора газа регенерации может
быть использовано после со
ответствующей модернизации оборудование одной из выведенных
из эксплуатации ДКС.
5. В
2002-2003 гг. вывести из эксплуатации ДКС на всех
УКПГ и продолжить эксплуатацию установок
осушки газа при
66
снижающемся рабочем давлении до давления на входе в ЦЦКС до 15 кг/см2.
6. При падении давления на входе ЦЦКС ниже 15
кг/см2 (по
расчетам в 2008 г.) необходимо заменить СПЧ или нагнетатели на
ЦЦКС на степень сжатия 2,2 (еще 5 машин) с обеспечением дав
лением на приеме ЦЦКС 6-8 кг/см2. Тогда будет обеспечена экс
плуатация УКПГ без включения ДКС до конца
рассматриваемого
периода. В случае необходимости
следует не исключать возмож
ность позднее включения в работу ДКС
на УКПГ-9, которая долж
на быть законсервирована.
7. Вывод из эксплуатации
Медвежьего месторождения будет
осуществляться
исходя из экономики с учетом затрат топливного
газа на
перекачку и эксплуатационных расходов. На заключитель
ной
стадии эксплуатации добываемый газ можно использовать на
собственные нужды в качестве топлива для котельной и электро
станции
в п. Пангоды и как топливный газ для Пангодинской и Хасырейской
КС.
На рис. 2 представлена принципиальная схема функционирования объектов подготовки и промыслового транспорта газа года по варианту, рекомендуемому ТюменНИИгипрогазом. Предлагаемый ТюменНИИгипрогазом вариант реконструкции системы подготовки газа и межпромыслового транспорта газа на заключительной стадии эксплуатации месторождения Медвежье позволит получить значительный экономический эффект за счет сокращения затрат на эксплуатацию промысловых ДКС и исключения необходимости расширения УКПГ-2 для централизованной осушки газа.
Предложенное решение наряду с очевидными достоинствами имеет недостатки: затруднения с регулированием заданных проектом отборов газа по отдельным УКПГ, возможны проблемы при эксплуатации УКПГ адсорбционного типа, связанные с отложением солей в процессе многократной регенерации силикагеля, необходимость в устройстве централизованной системы подачи газа регенерации.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.