1 Характеристика Совхозного подземного хранилища
Физико-географические условия расположения ПХГ
Совхозное ПХГ расположено в Оренбургской области в 100 км на север от г. Оренбурга. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, пересеченную оврагами. Климат района резко континентальный, температура колеблется от +35 °С летом до –45 °С зимой. Глубина промерзания грунта составляет 1,2–1,6 м. Совхозное ПХГ призвано обеспечить надежное газоснабжение промышленно-развитых регионов Урала и Поволжья
Основные черты климата Оренбургской области определяются ее удаленностью от океана. Глубинные районы Евразии лишены смягчающего влияния морских воздушных масс, поэтому здесь ярко выражен континентальный климат. Климат Оренбуржья характеризуется теплым летом и холодной зимой с устойчивым снежным покровом, относительно малым количеством осадков, а также высокими годовыми амплитудами температуры, которые растут в восточном направлении за счет нарастания суровости зим.
Одним из показателей континентальности климата области является большая годовая амплитуда температур воздуха, то есть между средними температурами самого холодного и самого теплого месяцев, равная 36-37°. Абсолютная температура (разность между абсолютным максимумом и абсолютным минимумом) составляет 85-89°С. Осадки на территории области распространяются неравномерно. Их количество убывает с северо-запада (450 мм в год) на юго-восток (260 мм в год). Максимальное количество осадков выпадает на хребте Малый Накас (до 550 мм в год). Примерно 60-70 процентов годового количества осадков приходится на теплый период, что несколько сглаживает засушливость климата. Для большей части области максимум осадков отмечается в июле, минимум - в феврале. Характерной чертой климата области является его засушливость. Летние осадки, как правило, имеют ливневый характер. Нередко в течение одного дня выпадает от 30 до 50 процентов всей нормы вегетационного периода. Выпавшие осадки не успевают впитаться в почву. С одной стороны, этому способствует расчлененный рельеф большей части области, с другой, - высокие температуры воздуха способствуют их быстрому испарению.
Современный рельеф Оренбургской области сформировался в результате длительного размыва уральских складок и предуральскихсыртовых равнин, а также под воздействием новейших тектонических движений. На западе и востоке области рельеф характеризуется выровненными междуречьями и пологими склонами с невысокими останцовыми грядами, а в центральной части, на междуречье Б. Ика и Сакмары, представляет собой низкогорье. Самая высокая точка области на хребте Малый Накас в Тюльганском районе имеет отметку 667,8 м., самая низкая - урез р. Урал у п. Раннее в Ташлинском районе - 39,7 м.над уровнем моря. В рельефе выделяются следующие крупные геоморфологические структуры: равнины Приуралья, Уральские горы, Зауральский пенеплен и равнины Тургайской столовой страны. Равнины Приуралья отражают в рельефе древние структуры юго-востока Восточно-Европейской платформы. Почти вся западная часть области западнее реки Большой Ик относится к Общему Сырту (высшая точка - гора Медвежий Лоб - 405 м). Эта возвышенность образовалась в результате молодых тектонических поднятий и эрозионной деятельности рек. На Общем Сырте водораздельные пространства плоские, с грядами останков в виде острых или плосковершинных "шишек" - шиханов. Склоны долин изрезаны балками и оврагами. На крайнем северо-западе области к Общему Сырту примыкает Бугульминско- Белебеевская возвышенность, представленная системой холмисто-увалистых сыртов, рассеченных глубокими долинами рек. На юге Общий Сырт сливается с аккумулятивной равниной Прикаспийской впадины, имеющей рельеф с отметками 70-80 м. В предуральской части Общий Сырт приобретает облик низкогорий, среди которых выделяются Козьи горы высотой от 350 до 430 м.и хребет Малый Накас с высотами от 500 до 667м. К востоку от рек Большой Ик и Бурля начинается Уральская горная страна. Рельеф здесь представляет собой систему меридиональных вытянутых плосковершинных хребтов и межгорных понижений. Абсолютные отметки на главных водоразделах составляют 450- 500 м., а долины рек врезаны на глубину до 200 м
Поверхностные воды области образуют речные системы бассейнов Урала (63 % территории), Волги (31 %), Тобола (2 %) и бессточная зона Светлинских озёр на востоке области. Наиболее значимые реки -- Урал, протяжённостью 2428 км (из них 1164 км в пределах области), Сакмара (798 км), Илек (623 км), Самара (594 км). Озеро Шалкар-Ега-Кара -- крупнейший естественный водоём площадью 9600 га и длиной береговой линии 96 км. Озеро Жетыколь имеет площадь более 5000 га.
Геологическое строение ПХГ
В геологическомразрезе надсолевых (надкунгурских)отложенийСовхозного ПХГ(толщина – 300–400 м) принимают участие следующие литолого-стратиграфические комплексы:
четвертичные отложения (толщина – 22–30 м), представлены суглинками и глинами;
плиоценовые отложения (толщина 40-100 м), представлены преимущества глинами с линзами и невыдержанными прослоями песка, иногда слабо сцементированного песчаника;
миоценовые отложения (средняя толщина 22-34 м) представлены преимущественно алеврито-песчаными породами, в которых развиты пластины бурого угля толщиной до 6,3 м;
олигоценовые отложения (толщина до 30 м), сложены глинами и песками, в которых содержаться пласты бурого угля толщиной 0,3-2,5м;
верхнемеловые отложения (толщина до 25 м), представлены писчим мелом, мергелем, глиной, песком;
среднеюрские отложения (толщина 150 м и более), сложены иловатыми, углистыми глинами с прослоями песчаных пород.
Покрышкой ПХГ служит ангидритодоломитоваяпачка и вышележащие ангидрито-соляные отложения кунгурского яруса нижней перми (толщина – более 1500 м),образующиесоляной купол
Совхозное ПХГ приурочено к рифовому поднятию пористых,кавернозных, трещиноватых известняков сакмарского и артинскогоярусовнижней перми, состоящему из двух куполов:северногои юго-восточного. Высота
Высота поднятия в пределах разбуренной площади достигает 700м. Размеры по изогипсе – 1700м составляют 2,9?8км. Основной частью газохранилища является северный купол,осложненный двумя вершинами. Размеры купола по изогипсе –1600 м составляют 2,5?1,2 км. Юго-восточный купол имеет овальную форму, ориентирован в северо-западном направлении. Размеры по замкнутой изогипсе –1600 м составляют 0,85?0,68 км. Пористость для газонасыщеннойчастиразреза в среднем 3,4%, коэффициент газонасыщенности – 0,8.
На рисунке 1 приведено распределение содержания коллекторов (коэффициентпесчанистости) по линии скв. 6-61.
Рисунок 1.Распределение содержания коллекторов по линии скв. 6-61
Всего в надпродуктивномразрезеСовхозного ПХГ развито четыре гидрогеологических подразделения: плиоцен-четвертичный, олигоцен-миоценовый, юрско-меловой водоносные комплексы и водоносный горизонт кепрокакунгурскогояруса. Фоновые гидрохимические характеристики подземных вод совхозного ПХГ приведены в таблице 1.
Таблица 1- Фоновые гидрохимические характеристики подземных вод Совхозного ПХГ
Водоносное подразделение Глубина залегания, м Гидродинамическая зона Минерализация, г/л Плотность, г/см3
Плиоцен-четвертичный водоносный комплекс 0-120 Активный водообмен 0,2-3,0 1,000-1,002
Олигоцен-миоценовый водоносный комплекс 50-170 Активный водообмен 1-3 1,000-1,002
3-5 1,003
Юрско-меловой водоносный комплекс 100-380 Активный водообмен 1-5 1,000-1,003
5-210 1,003-1,16
Водоносный горизонт кепрокунгурскогояруса 250-450 Затрудненный водообмен 270-310 1,178-1,198
Пластовыеводыподсолевого этажа 1500-3500 Весьма затрудненный водообмен 240-280 1,16-1,18
По своему положению относительно газовой залежи пластовые воды являются подошвенными. Газовая залежьподстилаетсяоторочкой тяжелой окисленной и малоподвижной нефти,чтоможет быть препятствием на пути продвижения пластовых вод. Принятое положение газонефтяного контакта (ГНК) для основной залежи на абсолютной отметке – 1625м. и для юго-восточного купола на отметке – 1610м. в определенной степени условно. Регулярно проводятся исследования химического состава попутных вод, добываемых при отборе газа. Все представленные на анализ пробы воды являются техногенными. Признаков пластовых водопроявленийневыявлено.
?
2 Оборудование Совхозного подземного хранилища газа
2.1 Особенности эксплуатации Совхозного ПХГ
Совхозная площадь введена в глубокое поисково-разведочное бурение в 1960г. Впервые в Оренбургском Приуральеиз скв. 56 в апреле 1962 г. был получен газ с конденсатом. Данные бурения легли в основу подсчета запасов газаи конденсата, выполненного в 1964 г. На базе утвержденных запасов газа в 1964-1965 гг. был составлен проект опытно – промышленной эксплуатации (ОПЭ) Совхозного газоконденсатного месторождения на объем годовой добычи 350 млн м^3газа. Опытно – промышленная эксплуатация месторождения началась в октябре 1968г., а в мае 1974г. была завершена его разработка. На конец разработки месторождения фонд эксплуатационных скважин включал 13 ед. Конструкция скважин: направление O 426 мм длинной 5-10 м; кондуктор ( чащевсего) O 324 мм –до глубины 315 – 370 м; эксплуатационная колонная O 146 мм – 4 скв., O 168 мм – 5 скв., O 219 мм – 3 скв., O 245 мм – 1 скв.; насоснокомпрессорные трубы (НКТ) O 73 мм – 10 скв., O 89 мм – 2 скв., O 114 мм – 1 скв. Эксплуатация скважин осуществлялась по затрубномупространству,поНКТ подавался метанол с целью предотвращения образования гидратных пробок. За весь период разработки было отобрано 10355 млн газа и 356,4 тыс. т конденсата. Пластовое давление на конец разработки месторождения составило 37 кгс/с.м^3 м^2
Постановлением Совета Министров СССР от 25.02.1974 г. №131 «О мерах по ускорению создания подземных хранилищ природного газа в стране» было принято решение о переводе Совхозного газоконденсатного месторождения в ПХГ.
В 1972 г. был разработан «Технологический проект создания и эксплуатации подземного хранилища газа на базе истощенного газоконденсатного месторождения Совхозное»,вкотором были рассмотрены варианты эксплуатации хранилища с активным объемом 2,7 (рекомендованный вариант) и 3,7 млрд газа. По рекомендованному варианту число эксплуатационных скважин составило 36 м^3ед., максимальное пластовое давление – 128 кгс/с, остальные проектные показатели отражены в таблице 2.м^2
Таблица2- Проектные технологические показатели ПХГ
Показатель Проектное значение
Общий объем газа в пласте млрд м^3 7,1
Активный объем газа млрд м^3 2,7
Пластовое давление
Максимальное 128
Минимальное 84
Максимальный суточный отбор газа, млн м^3/сут 31,4
Среднесуточный расход при закачке газа млн м^3/сут 16,9
Количество эксплуатационных скважин, ед. 36
Число дней закачки/обора газа, сут. 160/190
Мощность КС, тыс. л.с. 31
Проектом была рекомендована следующая конструкция эксплуатационных скважин: направление O 426 мм – 10 м; кондуктор O 299 мм – 400 м; эксплуатационная колонна O 219 мм с установкой башмака над кровлей газоносного пласта; ниже башмака эксплуатационной колонны – открытый ствол до 1600 – 1800 м; лифтовая колонна O 168 мм с пакером(устанавливается на 15 – 20 м выше башмака эксплуатационной колонны); ниже пакеранедоходя до забоя 15 – 20 м спускается хвостик O 146 мм.
В 1974 г. был разработан «Технологический проект строительства Совхозного ПХГ»,утвержденныйМинистерством газовой промышленности 09.10.1974 г. Предполагалось, что к 1980 г. хранилище будет иметь активный объем газа 3,4млрд м^3, к 1985 г. – 5,4 млрд .м^3
Особое место в эксплуатации ПХГ отводится периоду 1996 – 2002 гг., который характеризовался проявлением техногенеза. С начала эксплуатации ПХГ стали проявляться признаки техногенной загазованности коллекторов надпродуктивнойтолщи (грифоны вокруг устьев эксплуатационных скважин, межколонные давления и т.д.). В 1988 г. были пробурены первые контрольные скважины и началось создание сети наблюдательских скважин.
Первое водогазопроявлениевозниклов 1993г на водяной скв. 20в, расположенной около эксплуатационной скв. 2т. Для осуществеленияразгрузкитехногенного газа скважину обвязывали запорной арматурой, сепаратором и продувочной линией. В том же году произошел подъем уровня воды на 1 – 3 м. контрольных и водяных скважинах, В 1994 г. появилось избыточное давление на скважинах ликвидированного фонда 42, 43, 44. Активация техногенных газопроявленийпроизошлав 1996 г. Признаки техногенезасталипроявляться за пределами земельного товодахранилища. Специалистами ПХГ была проделана колоссальная работа по ликвидации проявлений техногезена, а именно
Выполнена оценка технического состояния всего фонда эксплуатационных скважин;
Проведены геофизические исследования всех скважин эксплуатационного фонда, гидрогеологические и геохимические исследования контрольно-наблюдательных и водяных скважин, геохимическая и биолокационная съемка;
Осуществлены глушение скважин, отнесенных к категории потенциальных источников техногенеза, и проведение на них ремонтных работ
Произведены бурение и обустройство контрольно-разгрузочных скважин с последующей разгрузкой техногенног газа;
Проведен промысловый контроль уровня подземных вод, межколонных давлений и газопроявленийвшахтах скважин.
В результате выполненных работв 2002 г. основные источники техногенезабылиликвидированы, нормализовалась экологическая ситуация. Была отработана технология поиска скважин – источников вторичных скоплений газа, причин и механизмов техногенеза. В настоящее время создана обширная сеть скважин наблюдательного фонда, позволяющая держать ситуацию под контролем. Знание геологических аспектов процесса формирования и миграции техногенного газа в надсолевойтолще дает возможность более целенаправленно планировать поиск источников техногенеза.
В первые годы работы ПХГ одной из проблем являлось создание безгидратногорежимаэксплуатации в условиях пиковых отборов. В это время эксплуатация оборудования старой промплощадкиосуществлялось при таких ограничивающих факторах, как разрешенное рабочее давление сетчатых сепараторов установки осушки газа и отсутствие регулируемых штуцеров га БВН. Специалистами Совхозного ПХГ был предложен способ ингибирования скважин в летний период. Применение данной технологии с 1995 г. позволило сократить количество гидратов за сезон отбора газа в 60 раз.
2.2 Описание технологической схемы закачки и отбора газа из Совхозного подземного хранилища газа
С 10 по 25 июля 1974 г. проводилась пробная закачка газа в ПХГ бескомпрессорнымспособом в объеме 20 млн . Определена общая приемистость пласта при закачке газа в 10 эксплуатационных скважин. При пластовом давлении 37 кгс/си давлении в магистральном газопроводе от 40 до 50 кгс/сприёмистость пласта составила 3,9 – 6,5 млн Стабильная закачка газа началась с июня 1974 г. и продолжалась по август 1975 г. За то время в хранилище было закачено 643,9 млн газа, пластовое давление возросло до 51,3 кгс/см^3 м^2 м^2 м^3/сут.м^3 м^2
Кратковременные отборы газа проводились в январе, в августе и сентябре 1975 г. в суммарном объеме 103 млн . В середине июня 1976 года на ПХГ были подключены два газоперекачивающих агрегата «Солар». Всего бескомпрессорнымспособом в ПХГ было загачено 1100 млн и отобрано 132 млн газа. С июля 1976 г. на ПХГ закачка осуществляется компрессорным способом.м^3 м^3 м^3
В 1977 году завершились строительство и ввод в эксплуатацию 3-й технологической линии блока входных данных ниток (БВН) с наибольшим количеством подключенных скважин, начался монтаж 1-й и 2-й технологических линий БВН, а так же строительство компрессорного цеха №1. В 1982 г. были построены и сданы в эксплуатацию компрессорный цех №1 с шестью агрегатами МК-8, площадка первой ступени очистки газа, установка осушки газа, очистные сооружения. Однако строительство новых объектов велось с отставанием, поэтому активный объем газав хранилище был ограничен до 2 млрд . Общий объем газа в пласте на конец 1983 г. составлял 2,4 млрд ( в том числе активного – 1,4 млрд ).м^3 м^3 м^3
В 1984 г. ВНИИГАЗом была разработана «Технологическая схема расширения Совхозного ПХГ», основные положения которой были утверждены решением ЦКР Министерства газовой промышленности (протокол от 24.08.1984 г. №24/84). В данной технологической схеме предусматривались несколько этапов расширения хранилища (таблица 3): активный объем газа: I этап – 3,4 млрд (до 1985 г.); м^3II этап 6,2 млрд (до 1990 г.);м^3III этап – 8,3 млрд (перспектива). В 1985 г. на ПХГ был сдан в эксплуатацию компрессорный цех №2А, в 1987 г. – компрессорный цех № 2Б. В каждом цехе были установлены по 7 новых газоперекачивающих агрегатов МК-8, на части скважин – пакеры. м^3
Таблица 3- Проектные технологические показатели хранилища
Показатель Проектное значение
Этап
I II III
Общий объем газа в пласте, млрд м^3 6,4 9,2 11,3
Активный объем газа, млрд м^3 3,4 6,2 8,3
Максимальное пластовое давление, кгс/см^2 128 182 235
Максимальная производительность на отбор, млн /сутм^3 29 62 70
Количество эксплуатационных скважин, ед. 65 130 130
В 1987 г. работы по дальнейшему расширению Совхозного ПХГ решением МингазпромаСССРбыли законсервированы до 1990 г. в связи с неудовлетворительным освоением генподрядчиком капитальных вложений.
На конец 1988 г. общий объем газа в пласте составлял 4,7 млрд ,количество эксплуатационных скважин – 64 ед., общий фонд скважин – 71 ед.м^3
В 1988 г. были разработаны «Коррективы к технологической схеме расширения Совхозного ПХГ»(ВНИИГАЗ), предусматривающие достижение общего объема газа в хранилище до 9,9 млрд и увеличение активной емкости ПХГ до 7 млрд (таблица 4).м^3 м^3
Таблица 4
Проектные технологические показатели хранилища
Показатель Проектное значение
Общий объем газа в пласте, млрд м^3 9,9
Активный объем газа, млрд м^3 7,0
Максимальное пластовое давление, кгс/см^2 169
Максимальная производительность на отбор, млн /сутм^3 100
Средняя производительность на закачку, млн /сутм^3 50
Количество эксплуатационных скважин, ед. 140
В конструкции проектных эксплуатационных скважин было предложено применение эксплуатационной колонны O 168 мм, НКТ O 114 мм. Все скважины должны быть оборудованы пакерами.
В комплекс наземных сооружений ПХГ входили: компрессорный цех №1 (6 агрегатов МК-8/(25-43)-56) с проектной максимальной производительностью 17 млн /сут; компрессорные цеха №2А и 2Б (каждый с 7 агрегатами МК-8/(45-50)-(125-150)) с проектной максимальной производительностью каждого цеха 8,4 млн /сут.; компрессорный цех агрегатов «СОЛАР» (2 агрегата с нагнетателями С3044-30 и 5 агрегатов с нагнетателями С1688-564) с проектной производительностью до 6 млн /сут.м^3 м^3 м^3
содержание меркаптанов в котором в 350 раз превышало нормативный показатель. Необходимо было в короткий срок разработать методы ускоренной очистки пласта от примесей меркаптановой серы (RSH)и предложить способы доведения концентрации RSHдо нормативных показателей. Специалистами Совхозного ПХГ и авторского надзора ВНИИГАЗабылпредложен спобосселективнойзакачки и отбора газа, который заключался в выявлении скважин с высоким содержанием меркаптанов в продукции и контроле работы этих скважин. В сезон отбора газа такие скважины находились в эксплуатации дольше, чем остальные, а в не сезон отбора закачки – наоборот. Это позволило в сезон отбора газа отбирать значительное количество меркаптанов, а в сезон закачки газа не оттеснять конденсат на значительные расстояния от призабойнойзоны. За счет селективной по площади закачки/отбора газа среднее содержание меркаптанов в газе стабильно снижается (рисунок2)
Рисунок 2. Содержание меркаптановойсерыв газе
В 2007 г. ВНИИГАЗомразработаны «Коррективы основных технологических показателей для расширения Совхозного ПХГ по результатам систематического авторского надзора»,предусматривающие достижения общего объема газа в хранилище 9,9 млрд и активного объемного газа 7 млрд , максимальной суточной производительности на отбор 70 млн /сут (таблица 5).м^3 м^3 м^3
Таблица 5:Проектные технологические показатели хранилища
Показатель Проектноезначение
Общий объем газа в пласте, млрд м^3 9,9
Активный объем газа, млрд м^3 7,0
Максимальное пластовое давление, кгс/см^2 169
Максимальная производительность на отбор, млн /сутм^3 100
Средняя производительность на закачку, млн /сутм^3 50
Количество эксплуатационных скважин, ед. 140
Предполагалось пробурить 18 эксплуатационных скважин в основной части залежи с НКТ O 168 мм, в том числе 8 наклонно-направленныхскважин – под промплощадку
.Основное технологическое оборудование Совхозного ПХГ
К основному оборудованию подземных хранилищ газа относятся:
- подземный резервуар
- обсадная колонна
- холодильник
- маслоотбойник
- компрессор
- узел замера газа
- фильтр сепаратор
- пылеуловитель
- установка осушки газа
- сепаратор
- теплообменник
Корпус - предназначен для крепления скважин, а также для изоляции производственных горизонтов во время эксплуатации; состоит из корпуса последовательного исполнения (иногда сварочного). Защитные трубы, используемые для бурения нефтяных и газовых скважин, в основном изготавливаются из стали с двумя отрезанными концами и резьбовой втулкой на одном конце (иногда без рукава с торцом раструба). Пример показан на рисунке 1
.
Рисунок 1 - Обсадная колонна
Теплообменные аппараты подразделяются:
- по назначению: на теплообменники (Т), холодильники (X), конденсаторы (К),испарители;
- конструктивно: на аппараты с неподвижными трубными решетками (тип Н), с температурным компенсатором на кожухе (тип К), с плавающей головкой (тип П) и с U-образными трубами (тип У);
- по типу применяемых труб: гладкие трубы (Г), трубы с накатными кольцевыми канавками -- диафрагмированные трубы (Д).
Кожухотрубные теплообменники представляют собой устройства, выполненные из пучков труб, скрепленных трубными листами и ограниченных кожухами и заглушками с соплами.
Трубчатые и кольцевые пространства в аппарате разделены, и каждое из них может быть разделено перегородками на несколько проходов. Для повышения эффективности теплопередачи оборудование может быть оснащено различными усилителями теплопередачи, установленными как в пространстве трубы, так и в затрубном пространстве.
Внутренняя структура теплообменника зависит от процесса, выполняемого в аппарате, и подбирается индивидуально для условий заказчика. В приборах, предназначенных для проведения процессов теплообмена между газами, в кольце могут быть установлены специальные перегородки для увеличения турбулентности потока газа и повышения эффективности теплообмена.
Оборудование изготавливается для проведения всех видов теплообменных процессов. Пример теплообменника приведен на рисунке 2.
Рисунок 2 - Теплообменный аппарат
Фильтр - сепаратор газовый предназначен для подготовки природного газа к транспорту:
- на промысловых дожимных компрессорных станциях (ДКС) для защиты компрессорного оборудования от капельной влаги и механических примесей;
- при подготовке газа абсорбционным методом для улавливания капельной жидкости на выходе из установки подготовки газа;
- для тонкой очистки природного газа перед подачей на газотурбинную электростанцию;
- для защиты технологического оборудования, наиболее чувствительного к попаданию мелких аэрозолей и механических примесей;
- для очистки закачиваемого в пласт природного газа от компрессорного масла, уносимого из поршневых компрессоров на ПХГ;
- для предотвращения уноса гликолей на установках осушки газа.
Работа компрессоров станции контролируется с диспетчерского пункт. Здесь помимо управления агрегатами осуществляется наблюдение за температурой, давлением газа, а также контролируется степень загазованности помещения. Если какой нибудь из этих параметров превысит норму, то включается сигнализация и происходит аварийная остановка агрегатов. Сам компрессор представляет собой газо-мотокомпрессорный агрегат. Два агрегата без турбин и пять агрегатов с турбинами. Производительность компрессора 31 000 м3 /ч. Подающее давление 25 атм, выход 55 атм. Перед тем,как газ поступит в компрессоры, он предварительно проходит очистку в двух пылеуловителях (рис 3.) , в которых он очищается от примесей. Затем газ подается на холодильники. После охлаждения он идет на сепараторы, на этом этапе очищают газ от масла. Далее газ подается на замерные узлы, здесь происходит замер газа.
Рис.3. Пылеуловитель
3. Расчет количества эксплуатационных скважин
Рассчитаем количество эксплуатационных скважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 2,5 млрд.м3 и производительностью 25 млн.м3/сут. (Q)
На старой промплощадке в настоящее время работает 21 скважины.
Средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ lэ=5,964 км;
Диаметр проходного сечения шлейфа D=140,мм;
Среднее давление на устье скважины рн=43,4,кг/см2;
Среднее давление на входе в блок сепарации рк=38,2,кг/см2;
Средняя температура грунтаtгр= -2,6,оС;
Средняя температура газа на устье скважиныtн= +6,4,оС;
Средняя температура газа на входе в блок сепарацииtк= +3,9 ,оС;
Средний суточный расход одного шлейфа q=0,439,млн. м3/сут.
