к комори горизонтального факела, а з метою виключення снегозаносимости території та накопичення талих весняних вод не обвалована, має під'їзні шляхи.
Для внутрішньопромислового збирання газу на родовища прийнята колекторна схема збору з підключенням кущів до п'яти колекторам (по 3-4 куща до кожного колектора).
Режим роботи шлейфів і колекторів безгідратний, подача інгібітора гідрообразованія від УКПГ до кущів свердловин не потрібно.
Розрахунок схеми і підбір діаметрів шлейфів і колекторів виконаний з умови мінімальної різниці тисків по більш віддаленим колекторам на вході в УКПГ. мінімальної різниці транзитного потоку і потоку від кущів у місці підключення, а також виходячи з існуючого сортаменту труб. У розрахунках прийнятий допустимий перепад тиску до 6% від гирлового тиску газу. Діаметри шлейфів змінюються від 219 до 720 мм.
Загальна протяжність газозбірних колекторів складе 52,6 км, металоємність - 5 122 тонни.
Передбачена підземна прокладка газозбірних мереж.
Газ родовища не містить конденсату газу. відповідно до вимог ОСТ 51.40-93 необхідна його осушка по волозі до точки роси мінус 20 ° С в холодний період і мінус 10 ° С - в теплий період року.
Для підготовки газу доцільно прийняти метод осушення абсорбції газу з використанням в якості абсорбенту триетиленгліколя (тега) концентрації 98,5% масових.
Підготовка газу до транспорту проводиться на установці комплексної підготовки газу (УКПГ).
Газ від кущів свердловин надходить на вхідні крани пункту переключающей арматури (ППА), а потім через збірний колектор умовним діаметром 1000мм подається на установку сепарації газу. Збірний колектор служить одночасно для попередньої сепарації газу від рідини, особливо при її пробковому надходженні з системи збору, та захисту первинних сепараторів. Продувка збірного колектора здійснюється в спільну дренажну ємність.
отсепарирован газ надходить на ДКС, де проходить другий щабель очищення у фільтрах-сепараторах і компріміруется до тиску, що забезпечує його подачу в магістральний газопровід.
Згідно технологічним розрахунками введення ДКС для рекомендованого варіанта розробки необхідний з першого року експлуатації. ДКС повинна бути оснащена газоперекачіваюшімі агрегатами типу ГПА - 10 в кількості 9 штук. Максимальна встановлена ??потужність складе 90 МВт.
Після компримування газ охолоджується для забезпечення теплового режиму роботи установки осушення газу (до плюс 25 ° С) і газопроводу зовнішнього транспорту газу (не більше плюс 40 ° С), потім надходить на установку осушення.
Осушення газу проводиться в абсорберах, де газ послідовно проходить дві секції: масообмінних з контактно-сепараціоннимн відцентровими елементами і сепараційні, що складається з двох сепараційних тарілок з прямоточно-відцентровими елементами. Осушений газ через пункт вимірювання витрати (ПИР) надходить в газопровід зовнішнього транспорту.
Газопровід зовнішнього транспорту призначений для подачі газу від УКПГ Ети-Пуровского родовища до точки врізки в міжпромислові газопровід з УКПГ Вингаяхінского родовища.
Протяжність траси газопроводу 40км. Максимальний тиск в газопроводі одно 7,5МПа. Передбачена підземна прокладка газопроводу.
Гідравлічний розрахунок виконувався відповідно до вимог ОНТП 51-1-85 з використанням ЕОМ за програмою GIDRA ??2 raquo ;, з умови забезпечення тиску газу в точці врізки в міжпромислові газопровід 6,2МПа.
Проведені техніко-економічні розрахунки показали, що при існуючій відпускній ціні газу на промислі (55 руб. за 1000м3), розробка родовища по всіх варіантах збиткова. Прийнятний рівень рентабельності, може бути, досягнутий при підвищенні ціни на газ на промислі до 100 руб. за 1000м3.
Зіставлення варіантів розробки при зазначеній ціні на газ дозволяє рекомендувати третій варіант розробки до практичної реалізації, що передбачає рівень річного видобутку газу в обсязі 13 млрд.м3, для реалізації якого буде потрібно 3639,91 млн.р. капітальних вкладень, в т.ч. 1281,1 млн.р. в бурінні і 2312,56 млн.р. в облаштуванні.
Таким чином, III варіант облаштування промислу та експлуатації родовища характеризується наступними техніко-економічними показниками:
термін експлуатації родовища - 30 років;
накопичена видобуток газу - 279,95 млрд.м3;
число експлуатаційних свердловин - 75 шт;
кількість кущів - 18 шт;
середній дебіт свердловин - 509 м3/сут;
обсяг кап. вкладень в облаштування родов...
