автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Оптимизация технологии низкотемпературной сепарации и компримирования газа на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения

)

/

г

Производственное объединение «Уренгойгазпром»

На правах рукописи

САЛИХОВ ЮНИР БИКТИМИРОВИЧ

Оптимизация технологии низкотемпературной сепарации и компримирования газа на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения

05.15.06. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

на соискание ученой степени кандидата технических наук

ДИССЕРТАЦИЯ

Научные руководители:

Доктор физико-математических наук профессор Ф.Л. Саяхов Старший научный сотрудник кандидат химических наук Истомин В. А.

ч

Уфа 1999

СОДЕРЖАНИЕ 2

ВВЕДЕНИЕ 4

1. АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХ! ЮЛОГИЧЕСКО- - л ГО ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА (УКПГ) ВАЛАНЖИНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ УРЕНГОЙСКОГО ГАЗО-КОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ГКМ) 10

1.1. Краткая характеристика и состояние разработки Уренгойского ГКМ 10

1.2. Основные показатели и анализ режимов работы установок низкотемпературной сепарации газа (УНТС) 13

1.3. Осложнения в работе газоконденсатных промыслов 26 ВЫВОДЫ 31

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА РАСХОДА ЛЕТУЧЕГО ИНГИБИТОРА НА ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ 32

2.1. Условия гидратообразования валанжинского газа и упрощенная методика инженерного расчета концентрации ингибитора. 32

2.2. Особенности использования метанола на последней ступени сепарации. 44

2.3. Влияние ингибиторов на условия образования газовых гидратов 55 ВЫВОДЫ 60

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА С ЦЕЛЬЮ СНИЖЕНИЯ РАСХОДОВ ИНГИБИТОРОВ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ 61

3.1. Принципиальные основы оптимального использования летучего ингибитора в схеме НТС 61

3.2. Технология рециркуляции водометанольного раствора при подготовке газа и ее оптимизация 68

3.3. Регенерация метанола для валанжинского газа на установке обработки

сеноманского газа , 75

3.4. Утилизация отработанного раствора метанола вводом его в сепаратор первой ступени 80

3.5. Сокращение удельных расходов ингибитора автоматизацией процесса его подачи в газовый поток 84 ВЫВОДЫ 92

4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭЖЕКТОРИОЙ ТЕХНИКИ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВ ОГО КОНДЕНСАТА НА УРЕНГОЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 93

4.1. Применение эжекторной техники на Уренгойском ГНКМ 93

4.2. Утилизация низконапорного нефтяного газа двух- и многоступенчатыми эжекторными системами. 99

4.3. Разработка нового способа эжекторного компримирования сеноманского газа УГКМ. 112 ВЫВОДЫ 119

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 119

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 121

з

ВВЕДЕНИЕ

Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа с одновременным ростом его удельного веса в производстве первичных энергоресурсов. В настоящее время основная добыча газа приходится на Западно-Сибирский регион, в частности, на Надым-Пур-Тазовскую нефтегазоносную провинцию и собственно валан-жинских отложений Уренгойского газоконденсато-нефтяного месторождения (УГКМ). Отличительными особенностями Западно-Сибирских газовых кладовых стали огромные по площади размеры месторождений, большая мощность продуктивных отложений, сложность геологического строения, большой диапазон пластовых условий и компонентного состава пластовой продукции. Существенные ограничения на масштабы освоения новых площадей оказывают трудности их обустройства, связанные с удаленностью и не-обжитостью территорий, заболоченностью поверхностного рельефа, жесткими климатическими условиями. Изменяющиеся в процессе разработки месторождений условия добычи и подготовки углеводородов к транспорту требуют привлечения научно-исследовательских организаций и специалистов высшей квалификации для поиска методов и средств, обеспечивающих высокое качество и глубину переработки продукции. Одним из приоритетных направлений научно-технического прогресса считается программа энерго- и ресурсосбережения, как составная часть обеспечения конкурентоспособности Российского газа на энергетическом внутреннем и мировом рынке.

Для реализации этой масштабной задачи газовая отрасль широко использует современные достижения науки и техники.

Значительный вклад в развитие теории и практики разработки и эксплуатации га-зоконденсатных месторождений внесли ученые: Б.-Г.Берго, Г.А.Зотов, А.И.Гриценко, Ю.П.Коротаев, Т.Д.Островская, Г.С.Степанова, Р.М.Тер-Саркисов, [А.Л.Халиф], О.Ф.Худяков, Н.А.Тривус, А.И.Ширковский, П.Т.Шмыгля и др. Основные технические и технологические решения, применяемые при проектировании разработки и обустройства газовых месторождений Западно-Сибирского ТЭК, предусматривают строительство скважин большого диаметра, коллекторно-кустовой внутрипромысловый сбор газа, крупноблочное строительство обьектов, применение многофункционального оборудования большой единичной мощности.

А.Л.Халиф

В частности, для подготовки конденсатосодержащего газа из неокомских отложений используется технологический процесс трехступенчатой низкотемпературной сепарации (НТС) газа с метанольным антигидратным ингибированием холодных зон и безнасосным транспортом нестабильного конденсата на перерабатывающий завод.

При эксплуатации Уренгойского ГКМ ученые и специалисты газовой отрасли столкнулись с рядом проблем, без решения которых оказалось невозможно обеспечить устойчивое функционирование промысловых систем сбора, подготовки и транспортировки углеводородного сырья в специфических северных условиях.

Отмечается, что существенным недостатком проектного процесса НТС является высокий технологический расход метанола, низкий уровень извлечения тяжелых углеводородов и высокое газосодержание нестабильного конденсата. Так, расход метанола в первые годы эксплуатации установок НТС составлял 2400-2600 грамм на каждую тысячу кубометров обработанного газа, а потери газа дегазации и деэтанизации конденсата на факелах достигали 1,0 миллиона кубометров в сутки.

Расход метанола на предупреждение гидратообразования всегда являлся основной статьей затрат в добыче и подготовке к транспорту углеводородного газа способом низкотемпературной сепарации и его разновидностями, а простои газоконденсатных промыслов из-за газовых пробок и загидрачивания межпромыслового конденсатопровода обуславливали низкий коэффициент эксплуатации добывных мощностей, что объясняется высоким равновесным содержанием газа в нестабильном конденсате.

В процессе истощения залежей и подъеме газо-водяного контакта существующие технологические и экономические предпосылки для сокращения расхода метанола на предупреждение гидратообразования дополнились новыми факторами. К ним можно отнести:

— существенное падение пластового давления (Рщ,);

— снижение производительности скважин с одновременным ростом обводненности продукции и влагосодержания газа;

— снижение давления, температуры и скоростей потока газа в газосборных коллекторах сети сбора газа;

— поступление попутной высокопарафинистой нефти с продукцией газоконденсатных скважин;

— разрушение коллектора в призабойной зоне, сопровождающийся выносом пластовой породы;

Несовершенство проектных технологических схем подачи и распределения ингибитора гидратообразования приводят к дополнительным осложнениям при эксплуатации систем сбора-подготовки газа и конденсата, а неточности в существующих методиках и инструкциях по расчету режима ингибирования - к значительному перерасходу ингибитора.

С другой стороны, отсутствие надежных методик расчета эжекторных установок для технологического компримирования больших объемов газа с высокой степенью сжатия обуславливало необоснованное сдерживание их внедрения в газовой промышленности, из-за чего долгое время приходилось мириться со значительными потерями низконапорного углеводородного сырья, сжигаемого на факелах или применять машинные системы компримирования.

Таким образом, имеется объективная необходимость устранения таких недостатков проектного процесса НТС, как высокий технологический расход метанола, низкий уровень извлечения тяжелых углеводородов и высокое газосодержание нестабильного конденсата. Снижение расхода метанола на подготовку газа и конденсата к транспорту, глубокая дегазация нестабильного конденсата и применение технологичных способов утилизации газов выветривания даст возможность обеспечить устойчивый режим эксплуатации газоконденсатного промысла, существенно увеличить рентабельность и экологическую чистоту производства.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Разработка научно-технических основ и технологий снижения непроизводительных расходов летучих ингибиторов гидратообразования в установках низкотемпературной сепарации газа при условии обеспечения надежного антигидратного ингибирования на всех ступенях подготовки валанжинского газа, утилизация низконапорных газов и повышение степени дегазации нестабильного конденсата на УКПГ с целью достижения оптимальных условий для межпромыслового трубопроводного транспорта конденсата.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ 1. Провести исследования и анализ параметров технологического процесса НТС, условий образования гидратов в промысловых трубопроводах и аппаратах в заключительный стадии разработки Уренгойского газоконденсатного месторождения.

2 . Получить на базе промысловых и экспериментальных данных расчетную зависимость для определения минимально-допустимых концентраций ингибитора гидратооб-разования при его вводе в поток газа;

3 . Разработать экологически чистые энерго- ресурсосберегающие технологии утилизации отработанных водометанольных растворов (BMP), обеспечивающие более полное использование исходного ингибитора и снижение его общего расхода;

4 . Создать экономически целесообразную технологическую схему регенерации отработанного BMP.

5 . Изучить технические возможности одно- и многоступенчатых эжекторных систем для применения в установках подготовки газа и конденсата.

6 . Разработать энерго- ресурсосберегающие технологии низкотемпературного компри-мирования низконапорного газа выветривания нестабильного конденсата и попутного нефтяного газа.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ

1. На базе промысловых и лабораторный исследований составов реальных газов в до-компрессорный период разработки валанжинской залежи установлены фактические границы гидратных режимов во всех звеньях технологической цепи УНТС,

2 . Получены эмпирические зависимости для инженерного расчета минимально допустимых концентраций летучего ингибитора при заданных его исходных свойствах и требуемом снижении температуры гидратообразования

3 . Разработана принципиальная основа доиспользования отработанных BMP и определены оптимальные соотношения его раздельного ввода в узлы УНТС, внедрена схема рециркуляции отработанного раствора метанола (A.C. № 1606827).

4 . Разработаны принципиальные основы и внедрена схема автоматизации регулирования подачи ингибитора гидратообразования в газовый поток (Патент № 2049957)

5 . Разработана и внедрена технология достижения глубокой дегазации нестабильного конденсата и утилизации сбросных низконапорных газов путем эжектирования газов выветривания и попутного нефтяного газа в основной технологический поток (A.C. 1636658).

6 . Путем промысловых испытаний и расчетных проверок исследована эффективность двухступенчатых и многоступенчатых эжекторных систем утилизации низконапорных

газов. Выявлена недостаточная теоретическая проработка методики расчета многоступенчатых эжекторных установок.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Методика расчета минимально допустимых концентраций летучего ингибитора гид-ратообразования для реального состава газа и реальных параметров эксплуатации УНТС валанжинской залежи Уренгойского ГКМ.

2 . Технология рециркуляции отработанного BMP из последней ступени во входные узлы УНТС.

3 . Технология доиспользования летучего ингибитора гидратообразования путем стриппинга газом из низкоконцентрированных растворов.

4 . Принципиальные основы автоматизации регулирования подачи ингибитора гидратообразования в газовый поток.

5 . Технология достижения глубокой дегазации нестабильного конденсата путем эжек-тирования газов выветривания и попутного нефтяного газа в основной технологический поток.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

1 . Технология рециркуляции BMP, защищенная авторским свидетельством на изобретение № 1606827 позволила в течение 1990-1998гг снизить расход метанола на Уренгойском ГКМ на 9,5 тысяч тонн.

2 . Технология эжектирования в основной технологический поток газа с помощью оптимальных эжекторов ЭГ-9 низконапорных газов выветривания, газов деэтанизации и газов дегазации нестабильного конденсата, защищенная авторским свидетельством на изобретение № 1636658, позволила получить дополнительно 9,8 млрд.м3 подготовленного газа.

3 . Использование разработанной схемы использования резервной установки регенерации диэтиленгликоля, расположенной на одной площадке с УНТС валанжинской залежи, позволяет регенерировать отработанный BMP без строительства специальной установки;

4 . Внедрение на УКПГ-1АВ УГКМ разработанной схемы автоматизации подачи в газовый поток ингибитора гидратообразования согласно патенту РФ № 2049957 позволило сократить расход метанола на 20%.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные результаты диссертационной работы обсуждались: 1. На научно-практической конференции ученых и специалистов ПО «Уренгойгаз-пром» (г. Новый Уренгой, апрель 1990 г).

2 . На Х-й юбилейной научно-технической конференции ПО «Уренгойгазпром» (г. Новый Уренгой, октябрь 1993 г).

3 . На научно-техническом совете РАО «Газпром» (г. Саратов, октябрь 1995 г),

4 . На 2-й всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, сентябрь 1997 г),

5 . На научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, май 1998 г),

ОБЬЕМ РАБОТЫ

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованной литературы из 91 наименования.

Содержание работы изложено на 132 страницах машинописного текста, 36 таблицах и 25 рисунках.

ПУБЛИКАЦИИ

Основное содержание и результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, а также в 3 авторских свидетельствах и патентах на изобретения.

Автор выражает благодарность научному руководителю, академику РАЕН, профессору д.ф-м.н. Саяхову Ф.Л., научному руководителю, ведущему сотруднику ВНИИГА-За, к.х.н. Истомину В.А., профессору д.т.н. ВалеевуМ.Д., генеральному директору ПО «Уренгойгазпром» к.т.н. Сулейманову P.C., главному инженеру ПО «Уренгойгазпром» Ланчакову Г. А., начальнику технического отдела ПО «Уренгойгазпром» к.т.н. Кулькову А.Н, инженерно-техническим работникам Уренгойского ГПУ Ефимову Ю.Н., Грицишину Д.Н., Надежкину И.А., а также сотрудникам института ВНИИГАЗ к.т.н. Колушеву Н.Р., к.т.н. Лакееву В.П., к.т.н. Цареву И.Н., за ценные рекомендации при выполнении диссертационной работы и существенную помощь во внедрении разработок.

1 . АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА (УКПГ) ВАЛАНЖИНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ УРЕНГОЙСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ГКМ)

1.1. Краткая характеристика и состояние разработки Уренгойского ГКМ.

Разработка валанжинского газоконденсатного горизонта Уренгойского ГКМ ведется на глубине 2900-3100 м,который приурочен к газоконденсато- нефтяным залежам в пластах нижнемелового продуктивного комплекса, которые по близким пластовым условиям условно разбиты на объекты разработки: 1,11,111, IV, V. Разработка 1, И, 111, IV объектов начата в январе 1985 года на основании проекта, предусматривающего первоначальный максимальный годовой уровень отбора газа в объеме 30 млрд.м3.

В настоящее время в работе находятся четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В) общей производительностью 30 млрд. м3 по газу сепарации и 6,0 млн.тонн по нестабильному конденсату. В 1995 г выполнено расширение УКПГ-8В, где дополнительно смонтирована технологическая нитка низкотемпературной абсорбции (НТА), производительностью 5 млн.м3 в сутки по газу сепарации (рис. 1.1).

Общий фонд скважин на 01,01.99г достиг 600 единиц, эксплуатационный фонд составляет 399 скважины. Текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились на 10,0 МПа и более от первоначальных. Минимальные значения текущего пластового давления наблюдаются на УКПГ-1АВ, 2В, 8В и составляют 15,2 МПа (табл. 1.1-1.3).

Средние значения пластовых давлений, МПа _ __Таблица 1.1.

Объект Начальное Факт на 1.01.1999 г

I 21,3 18,5

II 27,5 16,1

III 28,5 17,3

IV 29,5 16,9

Средние значения температуры, град. К

___ Таблица 1.2.

Объект Начальная Факт на 1.01.1999 г

I 339 333

II 351,5 348

III 356 352

IV 360 359

Объект Интервал Залегания, М Температура, °С (средневзвешенная) Давление, МПа (средневзвешенное)

Начальная Ф