автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Ресурсосберегающие технологии добычи, сбора и осушки газа на месторождениях Западной Сибири

РГ6 од

? П !г;)!| ¡"93

* ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЩОМТЕЛЬШЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ВНИИГАЗ)

На правах рукописи

Я'ЖЕЙЖОЗ: РИМ (УШНОГО __________________ ________

РЕСУРСОСБЕРЕГАЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ, СБОРА И ОСУШКИ ГАЗА НА МЕСТОРОВДЕНШХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений.

' .....,.....ДИССЕРТАЦИЯ

------на соискание-ученой- степени-

кандидата технических наук в форме научного доклада

Москва 1993

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ВНИИГАЗ)

На правах рукописи

СУЛЕЙШШОВ РИМ СУЛТАНОВИЧ

УДК 622,279,72+622,692,4

РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ, СБОРА И ОСУШКИ ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений.

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

в форме научного доклада

Москва 1993

Работа выполнена в ПО "Уренгойгазпром" и Уфимском нефтяном институте (УНИ)

Официальные оппоненты

- д.т.н., проф. Шмыгля П.Т. к.т.н. Пономарев А.И.

Ведущее предприятие

- ТшенНИИгипрогаз

Защита состоится 14 бб^С^МШЗ г. в 13 чао. 30 мин. на заседании специализированного совета Д 070.01.01 при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ШИИГАЗ) по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

Отзыв в 2-х экземплярах, заверенный печатью, просьба высылать по указанному адресу.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ШИИГАЗе.

Автореферат разослан /{гшжДт® г.

Ученый секретарь специализированного совета,

к.т.н. -е^^'^Е.Н. Ивакин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Газодобывающие объекты, созданные на базе уникальных месторовдений природного газа Севера Тюменской области (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) представляют собой сложные, постоянно развивающиеся, металлоемкие системы, которые включают тысячи скважин, многочисленные системы трубопроводов и десятки мощных установок комплексной подготовки газа.

Ошт проектирования и реализации таких систем в конкретных условиях показывает, что имеются реальные возможности повысить эффективность их работы за счет разработки и внедрения различных элементов ресурсосберегающих технологий в процессах добычи, сбора и промысловой подготовки газа. Эти разработки, как правило, проводятся на основе научного анализа функционирования систем, проведения промысловых и теоретических исследований, опытных проектно-конструкторских работ. Такой комплекс работ проводился и на месторождениях Медвежье, Уренгойское и Ямбургское.

В представленной диссертационной работе обобщен опыт таких исследований по отдельным аспектам общей проблемы, связанных с оптимизацией работы подземного оборудования скважин, сокращением материальных и финансовых затрат на строительство и эксплуатацию систем сбора и установок комплексной подготовки газа.

■ Разработанные методы, технологические и технические средства ресурсосбережения реализованы на конкретных технологических объектах, что и определяет актуальность работы.

Цель работы. Разработать комплекс научно-технических решений по ресурсосберегающим технология при добыче, сборе и промысловой обработке природного газа месторождений Западной Сибири.

Основные задачи исследований

1. ИзучиНь надежность работы подземного оборудования газовых скважин- и разработать методы определения оптимальных сроков его ревизий.

2. Исследовать условия применения технологии использования ингибитороь гидратообразования в системе сбора и промысловой подготовки газа, разработать методы и технико-технологические

средства по рациональному использованию ингибиторов.

3. Разработать комплекс технических и технологических решений по увеличению единичной мощности технологических линий

в системе сбора газа и на установках комплексной подготовки газа без расширения производственных площадей.

4. Разработать комплекс технических и технологических решений по модернизации многофункциональных аппаратов на установках осушки с целью уменьшения уноса абсорбента и повышения качества подготовки газа.

Научная новизна. В диссертационной работе, офоршенной в форме научного доклада, представлены результаты специальных промысловых исследований элементов ресурсосберегающих технологий при создании и эксплуатации мощных ресурсоемких технологических систем газодобывающих предприятий Севера Тюменской области.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

1. Разработана методика определения оптимальных сроков проведения ревизии забойных клапанов-отсекателей на основе статистического анализа специальных промысловых исследований.

2. Предложена методика расчета расхода ингибиторов гидра-тообразования, учитывающая их растворимость в углеводородных системах.

3. Создана технология утилизации отработанного метанола методом циклического его использования для ингибирования системы низкотемпературной сепарации.

4. Разработаны технологические и технические способы повышения эффективности работы установок осушки газа в условиях низких температур и модернизации многофункциональных аппаратов для уменьшения уноса абсорбента, предложен новый способ регенерации гликоля.

Практическая ценность выполненных соискателем исследований заключается в том, что их результаты доведены до разработки и внедрения инженерных методов, технических и технологических способов использования, регламентов и других практических рекомендаций:

- при определении рационального плана ревизий работоспособности забойных клапанов-отсекателей; 4

- для выбора оптимальной технологии ингибирования, вторичного использования и утилизации отработанных ингибиторов;

- при реконструкции и модернизации аппаратов и технологий на установках комплексной подготовки газа.

Реализация работы в промышленности

Исследования, результаты которых изложены в диссертации, были обусловлены практической необходимостью изменения существующих технологий и реконструкции промысловых систем добычи, сбора и подготовки природного газа при разработке и освоении Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений. В результате этого разработки автора внедрены непосредственно на газовых промыслах, а также в проектах разработки и обустройства месторождений (совместно с ВНИИГАЗом, ШИПИгаздобычей.Тюмен-НШгипрогазом) ,при конструировании новых аппаратов промысловой обработки газа (совместно с ЦКБН).

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на:

- Бюро топливно-энергетического комплекса Совета Министров СССР;

- Заседаниях научно-технических советов Мин Газпрома и концерна "Газпром";

- Заседаниях Центральной и Рабочей комиссий по разработке газовых и газоконденсатных месторождений;

- Заседаниях научно-технических советов и конференциях ПО "Уренгойгазпром",' ПО "Надымгазпром", институтов ВНИИГАЗ, ТюменНИИгипрогаз, ЕНИПИГАЗдобыча, ЮжНИИгипрогаз.

За работу "Совершенствование методов проектирования, анализа и управления разработкой Медвежьего и Уренгойского месторождений" коллективу авторов, включая соискателя, в 1981 году была присуждена премия Ленинского комсомола, а за работу "Разработка и внедрение прогрессивных научно-технических решений по ускоренному освоению Уренгойского месторождения" - Государственная премия СССР 1987 года.

Экономический эффект. Суммарный экономический эффект от внедрения научно-технических решений на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях с учетом долевого вклада автора со-

ставил 8,32 млн.руб. (в ценах 1990 г.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в одной монографии, четырех обзорных информационных сборниках ВНИИЭГАЗпрома и 8 научных статьях. Новые научно-технические решения защищены двумя авторскими свидетельствами.

Объем работы. Диссертационная работа представляется в специализированный совет в форме научного доклада, выполненного на основе опубликованных работ и работ, удостоенных премий Ленинского комсомола 1981 г. и Государственной премии СССР 1987 г. Она состоит из введения, четырех разделов и заключения.

Автор выражает благодарность коллективу аппарата ПО "Уренгойгазпром" и ГПУ за помощь в проведении исследований и выполнении работы, а также лично Р.И.Вяхиреву, А.И.Гриценко, И.С.Никоненко', Г.А.Ланчакову, В.Л.Сливневу за полезные советы и замечания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение.

Освоение крупнейших месторовдений природного газа на Севере Тюменской области происходит в специфических научно-технических и экономических условиях.

Уникальные запасы газа базовых месторождений региона (например, запасы Уренгойского месторождения составляют около 7,6 трлн.м3) связаны с высокой продуктивностью скважин (до 3 шш.м3/сут.), а с другой стороны, со сложными инженерно-геологическими условиями (сильная заболоченность, многолетнемерзлые породы, термокарстовые озера и др.).

Освоение этих запасов осуществляется путем проектирования и строительства крупных многозатратных развивающихся систем добычи, сбора и промысловой подготовки газа. Так, на Уренгойском месторождении функционирует система из более 1000 эксплуатационных скважин и 19 установок комплексной подготовки газа (УКПГ), дающих свыше 270 млрд.м3 газа в год. С начала разработки уже отобрано около 43% от начальных запасов по Уренгойской площади и около 165? по Ен-Яхинской площади.

В выработке концепций освоения месторождений, принятии основных технических решений по разработке залежей и обустройству промыслов большой вклад внесли О.Ф. Андреев, С.Н. Бузи-нов, Ю.П. Коротаев, О.Ф. Худяков, A.B. Буераков, П.Ф,. Бураке-вич, А.И. Гриценко, П.А. Гереш, Г.А. Зотов, Л.Д. Носухин, Р.И. Вяхирев, Е.М. Нанивский, И.О. Никоненко, Ю.И. Топчев, B.C. Черномырдин и другие.

Автор диссертации на протяжении 20 лет непосредственно участвовал в освоении месторождений Медвежье, Уренгойское, Дм-бургское. При этом основной научный интерес автора был связан с разработкой научно-технических решений по ресурсосбережению при проектировании и строительстве систем добычи, сбора и подготовки газа.

I. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРОКОВ РЕВИЗИИ ЗАБОЙНЫХ КЛА1Ш0В-0ТСЕКАТЕЛЕИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН /I, 2, 3/

Безопасность работы добывающих скважин на газовых

месторождениях Севера Тюменской области обеспечивается эксплуатационной надежность^) забойных клапанов-отсекателей (ЗКО) различных типов: РКЦ, 3K-I68-I40, ША-17, ФМА-03, КА-68-^5-К2. Диагностика работы ЗКО показала, что тлеют место отказы б работе ЗКО, связанные с различными осложнениями (износ резиновых уплотнений, разъедание и забивание песком штуцеров, эрозионный износ штока и другие) при выносе с забоя скважин механических примесей. В связи с этим были проведены специальные промысловые и аналитические исследования для оценки надежности ЗКО и установления оптимальных сроков их ревизий для различных групп скважин.

Методика проведения исследований заключалась в следующем.

Все скважины, на основе проведения специальных промысловых исследований, разбиваются на классы по величине содержания мехпримесей в-их продукции - мг/м3). В качестве примера в таблице I приводятся эти классы для сеноманской залежи Уренгойского месторождения.

На основе фактического материала по данным ревизий ЗКО для различных классов скважин с использованием^ метода непа-

Таблица I

Номер :Сс

ае„мехпримесей (со),:Количество

Количество

класса :___мгДг :скважин, :скважин,

: минимальное ; максимальное шт : %

I 0 0 93 25

2 0 0,5 94 25

3 0,5 1.0 78 21

4 1,0 5,0 92 25

5 5 и более 10 4

_ _ _ 367 100

раметрических оценок надежности были проведены расчеты, устанавливающие зависимость вероятности безотказной работы ЗКО от срока их эксплуатации и содержания мехаримесей в продукции скважин. Применяя метод ассимптотических координат эту зависимость (двумерную) удается описать следующими выражениями:

{(я) - г -С. 93сх-р(с. 9Р) {1)

7* -- ¿о - ёк к = Гё (3)

Здесь Я - время работы ЗКО, О. к. , ёк. - эмпирические коэффициенты. Для сеноманской залежи Уренгойского месторождения они характеризуются следующими величинами: аа= -120; а, = 345; = -255; (Хй = 82,8; а« = -12,4; а4-= 0.69; ье = -Э; ^ = 64; £г = -46; £3 = 14,2;

=-2; = о,п.

Таким образом время безотказной работы ЗКО определяется выражением:

Аппроксимационные зависимости (I) * (4) используются для определения оптимальных сроков ревизии ЗКО, что реализовано в

виде "Регламента" и программы для персональных ЭВМ типа 1ВМ

XT/AT.

Внедрение "Регламента" позволило существенно снизить вероятность нахождения в скважине неисправного ЗКО и сократить на 30$ число плановых ревизий ЗКО при неизменном уровне надежности.

Учитывая большое число эксплуатационных скважин на Уренгойском месторождении (свыше 1000) использование данной методики привело к существенной экономии материальных и'финансовых ресурсов.

2. РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ! ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ ГВДРАТ00БРА30ВАНИЯ В СИСТЕМАХ ДОБЫЧИ ГАЗА /4-9, 13 /

Разработка эффективных технологий эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Севера Тюменской области связана с решением комплекса научно-технических проблем, в числе которых существенное значение имеет и проблема предотвращения гидратообразования в системах сбора и подготовки углеводородного сырья к дальнему транспорту.

В качестве ингибитора гидратообразования на Уренгойском ГКМ согласно проектным решениям был принят метанол. Расход метанола в ПО "Уренгойгазпром" резко возрос после ввода в эксплуатацию валанжинских УКПГ (1985-1987 гг.). При этом эксплуатационные затраты на предотвращение процесса гидратообразования в целом по объединению превысили 5 млн.руб/год (в ценах 1990 г.). В связи с этим весьма актуальной стала задача сокращения и оптимизации расхода метанола как при подаче ингибитора в шлейфы секоманских скважин, так и в установки НТС газа валанжинских УКПГ.

Для решения этой задачи был разработан комплексный подход, включающий следующие элементы ресурсосберегающих технологий:

- уточнение существующих методик расчета норм расхода метанола применительно к системам сбора и промысловой обработки газа Уренгойского ГИЛ;

- анализ возможностей вторичного использования отработанного метанола с установок НТС;

- разработка рециркуляционных технологических схем инга-

бирования метанолом установок промысловой обработки валанжин-ского газа;

- оценка эффективности использования систем регенерации метанола;

- совершенствование систем автоматического регулирования расхода метанола с целью снижения его расхода, а также некоторые другие вопросы.

Решение этой проблемы нашло отражение в публикациях / 4-9 / и изобретении / 13 /. Основные результаты проведенных соискателем исследований, сводятся к следующему.

Известно, что, несмотря на целый ряд достоинств (а к ним относятся малая вязкость, даже при температурах до минус 50°С; низкая температура замерзания концентрированных водных растворов; высокая антигидратная активность реагента, а также возможность регенерации отработанных растворов в промысловых условиях) метанол как ингибитор гидратообразования имеет и ряд существенных недостатков. Здесь, в частности, отметим: высокую упругость его паров и, как следствие, значительную растворимость в природном газе, даже при низких температурах (до минус 30°С) и заметную растворимость его в нестабильном конденсате. Существующие методики расчета не вполне корректно учитывали особенности метанола как летучего и растворимого в конденсате реагента, а также антигидратную активность его концентрированных растворов. Поэтому и возникла необходимость в определенных уточнениях методики расчета расхода ингибиторов гидратообразования.

В связи с этим соискателем усовершенствована балансная схема расчета расхода метанола как летучего и растворимого в нестабильном конденсате реагента.

Полученные аналитические зависимости имеют достаточно общий характер: в них учитывается количество поступающей с предыдущего технологического участка вместе с газом жидкой водной фазы (или водного раствора ингибитора); определяется количество отработанного ингибитора; кроме того, формулы применимы при расчете процесса ингибирования разбавленным водным раствором летучего и растворимого в конденсате ингибитора (в частности, метанолом).

Кроме того, в балансные соотношения внесена "объемная

поправка", связанная с тем, что расходные показатели традиционно отаосят к 1000 м3 газа, тогда как масса 1000 м3 газа меняется из-за выделения нестабильного конденсата в технологической схеме обработки углеводородного сырья.

При использовании балансных соотношений для определения расхода летучего ингибитора гидратообразования - метанола необходимо рассчитывать следующие величины:

- влаго- и метанолосодержание природного газа при равновесии его с водными растворами метанола;

- растворимость метанола в конденсате (тогда как

растворимостьи воды в нестабильном конденсате мояно пренебречь);

- условия гидратообразования природного газа заданного состава;

- концентрацию метанола в растворе, обеспечивающую безгидратный режим защищаемого от гидратов участка технологической схемы (или же величину дТ - снижения температуры гидратообразования в водном растворе ингибитора).

Применительно к термодинамическим условиям Уренгойского ГШ были проанализированы существующие в литературе аналитические и численные методы определения вышеуказанных величин. Показано, что необходимо вносить ряд корректив, прежде всего, для случаев низких температур НТС (ниже минус 20°С) и высоких концентраций отработанного раствора метанола (выше 50 иас.%). Применительно к сеноманскому и валанжинскому газам Уренгойского ГКМ были получены соответствующие формулы, простые и удобные дам использования в промысловой практике.

Например, для величины дТ -снижения температуры начала гидратообразования в водном растворе метанола получены следующие зависимости:

- для сеноманского газа

дТ = 0,39X2 + 0,0056Х§

(О Х-, 70 мас.%; 3 Ша < Р <£. 18 МПа);

- для валанжинского газа

дТ = 0,35X3 + 0,0045x1 (О-с \ г. 70 мае.5!; 6 Ша 4 Р < 12 Ша).

Уточнена также эмпирическая зависимость для расчета вла-

госодержания природного газа (особенно при низких температурах) .

Влагосодержание №' определяется по формуле:

- а,

где & - термодинамическая активность вода в. водном растворе метанола (заданной концентрации при интересующей температуре) ; IV, - влагосодержание природного газа при равновесии с жидкой водой (оиетим, что величина И^ при Т < 273 К имеет чисто "расчетный" смысл).

Для величины & при Т-^273 К рекомендуется использовать экспериментальные данные, полученные в Донецком политехническом институте. Влагосодержание IV« определяется по следующей формуле:

А 'Р

ехр

Здесь Ри 0 - упругость паров воды; А, В - параметры, зависящие от состава газа и температуры; Р - давление газа; 2 -сжимаемость газовой смеси; Я - универсальная газовая постоянная. Внесены уточнения и в схему расчета содержания метанола в природном газе и нестабильном конденсате (особенно это существенно при низких температурах).

Проведены расчеты норм расхода метанола применительно к шлейфам сеноманских скважин и к установкам НТС. Сопоставление расчетных и фактических величин расхода показало их хорошую сходимость (расхождения, как правило, не превышают 10-15$). Кроме того, анализ показал, что соблюдение норм расхода метанола, полученных с использованием вышеприведенной методики, позволяет (за счет организационно-технических мероприятий) сократить его удельный расход, как минимум, на 5+1

При расчетах расхода метанола на технологические цели применительно к условиям НТС Уренгойского ГКМ основное внимание уделено эффекту повышенных концентраций отработанного метанола в низкотемпературных сепараторах: согласно расчетным и промысловым данным при температуре сепарации минус 20°С - минус 30°С концентрация метанола в низкотемпературных сепараторах составляет 65-75 иао.% (а иногда и выше). Ранее этот аффект (в менее четко выраженной форме) отмечали А.Г. Бурмистров и

Г.С. Степанова (1986 г.) применительно к условиям промысловой подготовки газа Оренбургского ГКМ.

В связи с наличием на валанжинских УКПГ потоков отработанного водного раствора метанола (НДР) возникает вопрос их утилизации. Проанализирован ряд принципиально реализуемых технологических приемов:

- применение ШР для предупреждения гидратообразования в газосборной сети сеноманской залежи;

- использование ВМР при газодинамических исследованиях скважин;

- регенерация ШР.

В результате показана возможность и целесообразность вторичного применения ВЛР (при концентрациях метанола в ШР не ниже 60 мас.%) для ингибирования- шлейфов и коллекторов сено-манских скважин. Из анализа расчетных данных следует, что ВМР необходимо использовать в первую очередь для теплых шлейфов, тогда как более холодные шлейфы ингибировать концентрированным (регенерированным или поступившим с базы) метанолом.

Применительно к Уренгойскому ГКМ разработана технологическая схема регенерации метанола с использованием запасного оборудования регенерации ДЭГа. Такая технология внедрена с использованием оборудования сеноманской УШ1Г-1АС (расположенной совмещенно с валанжинской УКПГ-1АВ). Соискателем проведен анализ технологического режима и показателей работы установки регенерации метанола. Анализ показал целесообразность регенерации метанола на резервном оборудовании регенерации ДЭГа в данном конкретном случае.

Разработанные коррективы к методике расчета расхода ингибиторов гидратообразования, а также ряд научно-технических решений, направленных на сокращение и оптимизацию расхода метанола в системах сбора и промысловой подготовки газа, могут быть использованы не только на Уренгойском ГКМ, но и на дру-. гих газовых и газоконденсатных месторождениях Севера Тюменской области.

3. РАЗРАБОТКА РЕСУРСОСБЕРЕГАЩИХ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ .ПРОЕКТИРОВАНИИ И РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМ СБОРА И ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА / I, 10, II, 12, 15 /

Отдельные элементы ресурсосбережения в технологических системах добычи и сбора газа (кустовое размещение скважин, повышение единичной мощности технологических линий и другие) были использованы на Медвежьем месторождении. Условия освоения Уренгойского и Ямбургского месторождений и большие объемы до-бичи газа потребовали необходимости разработки новых направлений экономии материальных и финансовых ресурсов при обустройстве месторовдений.

Для Уренгойского месторождения исследования, в которых автор принимал непосредственное участие, проводились в направлениях создания коллекторных систем сбора газа, укрупнения мощности установок комплексной подготовки газа (УКПГ) за счет их модернизации, рациональных технологий строительства коммуникаций. Результаты этих исследований и их реализация свелись к следующему.

На основании технико-экономических исследований и обобщения отечественного и зарубежного опыта для названных месторождений была предложена и реализована новая коллекторная система внутрипромыслового сбора, при которой продукция одного или нескольких кустов скважин подается на УКПГ по коллекторам диаметром 426 и 530 мм в зависимости от производительности кустов. Предложенная автором коллекторная система позволяет обеспечить безгидратный режим внутрипромыслового транспорта газа. Следовательно, отпала необходимость в теплоизоляции газопроводов-коллекторов и для большинства кустов скважин - подачи ингибитора гидратообразования. Данная схема по сравнению с аналогичной схемой базового Медвежьего месторождения позволила сократить: протяженность промысловых газосборных сетей в 2,5-3 раза; протяженность подъездных дорог к скважинам в 4 раза; металлоемкость газосборных сетей - на 30$, а такде значительный объем теплоизоляционных работ.

При обустройстве месторовдений значительные капитальные вложения направляются на строительство установок комплексной

подготовки газа (УШП?). На Медвежьем месторождении единичная мощность УКПГ равна 7,5 млрд.м3/год. Первоначально предполагалось осуществлять строительство таких установок и на Уренгойском месторождении. В этом случае количество их на объем годовой добычи 250 млрд.м3 составило бы 33 единицы. Строительство такого количества установок потребовало бы значительных материальных затрат и отрицательно отразилось бы на экологии района. Поэтому была разработана и реализована программа увеличения единичной мощности УКПГ с 7,5 млрд.м3/год, до 15-5-25 млрд.мэ/год. С целью уменьшения экологического ущерба это укрупнение осуществлялось без расширения производственных площадок. 3 связи с этим разработан и внедрен целый ряд технологических и технических новаций:

- усовершенствование внутренних устройств абсорберов;

- замена орошения верха десорбера рефлюксом орошением холодным насыщенным ДЭГом;

- размещение над верхней тарелкой десорбера сетчатого каплеотбойника, что позволило уменьшить унос капельной влаги;

- увеличение производительности выветривателя раствора за счет установки внутри гидроциклона, улучшившего процесс разделения;

- замена регулирующих клапанов на линиях подачи орошения, газа выветривания.и всасывания вакуум-насосов на клапаны большей производительности;

- дополнительная установка отключающей аппаратуры на каждой линии подачи сырья в десорбер.

Внедрение этих разработок позволило увеличить добычу газа на УКПГ-1,4 Уренгойского месторождения с 32 млрд.м3/год до 60 шрд.м3/год на существующих производственных мощноетях. Зто позволило отказаться от строительства новых УКПГ и сократить объем капиталовложений на 76,5 млн.рублей.

' В области строительства промысловых коммуникаций ресурсосбережение обеспечивалось за счет:

- создания крупных коридоров инженерных коммуникаций и приближения к ним УКПГ;

- опережающего строительства внутрипромысловых дорог и источников электроснабжения;

- опережающей инженерной подготовки промышленных площа-

док, основанной на их отсыпке привозным дренирующим грунтом;

- полуподземной прокладки газосборного коллектора, при которой газопровод укладывается на глубину 0,4...0,5 диаметра, исключающую всплытие газопровода и, следовательно, необходимость его балластировки. Объем земляных работ при полуподземной прокладке сократился на '¿О/о и составил 4600 м3 на I км газопровода.

4. СПОСОБЫ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ТЕХНОЛОГИИ ОСУШКИ ГАЗА /1,9, 10, II, 14, 15 /

Как показала практика эксплуатации систем промысловой подготовки газа на месторождениях Севера Тюменской области имеются значительные резервы по ресурсосбережению. Например, на Уренгойском месторождении эксплуатируются 90 многофункциональных аппаратов (МФА) производительностью 5 ылн.м3/сут.

Данные многочисленных замеров выноса ДЭГа с осушенным газом на УКПГ сеноманской залежи показали неэффективную работу МФА по сравнению с работой технологической линии сепаратор -- абсорбер - фильтр, т.е. вынос ДЭГа и частота ревизий МФА в 2-3 раза выше.

Повышенный вынос ДЭГа и малый межревизионный период работы МФА объясняется как конструктивными недостатками, так и нарушением технологических режимов работы технологических линий.

К конструктивным недостаткам относятся: малоэффективная работа сепарационной секции по жидкости и мехпримесям; ненадежность крепления фильтр-патронов и конструкции самих фильтр-патронов.

К наиболее часто наблюдаемым технологическим нарушениям относятся:

- превышение расхода газа по технологическим линиям;

- нерегулярную подачу ДЭГа по технологическим линиям;

- недостаточную подачу ДЭГа в МФА;

- подача ДЭГа в №к с мехпримесями и низкой концентрации;

- резкое изменение расхода газа по технологической линии, (что может привести к гвдроударам и "выбиванию" гидрозатворой;

- ненадежная работа КИПиА (в частности, не работают пере-падомеры из-за постоянного присутствия жидкости в "минусовой" импульсной трубке).

Одной из основных причин повышенного уноса ДЭГа является забивание фильтр-патронов и дренажей мехпримесями, что обусловливается неэффективной работой сепарационной части.

В связи с этим на Уренгойском месторождении при участии автора проведен комплекс исследовательских, проектных и конструкторских работ (совместно ПО "Уренгойгазпром", ЦКБН и Тюмен-НИИгипрогазом) по модернизации МФА производительностью 5 млн.м3/сут. Эта модернизация включала способы повышения эффективности фильтрационной и сепарационной частей !»1эА.

Для уменьшения выноса ДЭГа на фильтрационную часть МФА перед сепарационной частью устанавливались различные коагуляторы. В частности, на УКПГ-7 на пятую сепарационную тарелку абсорбционной части засыпали слой колец Рашига. На УКПГ-6 перед фильтрационной частью устанавливали слой рукавной сетки толщиной 160-200 мм. В обоих вариантах подача ДЭГа в аппарат заглублялась на четвертую контактную тарелку. Испытания показали эффективную по сравнению с проектным вариантом работу МФА. В настоящее время наиболее надежным вариантом улучшения работы фильтрационной части МФА является установка фильтр-барабанов конструкции ТюменНИИгипрогаза.

На УКПГ-7-10 были опробованы и внедрены фильтр-барабаны длиной 1000 и 560 мм, которые были установлены перед фильтрационной секцией МФА вместо пятой сетчатой тарелки. Испытания показали эффективную работу МФА, оборудованных барабанами длиной 1000 мм.

Потери ДЭГа с осушенным газом на всех режимах работы модернизированных МФА не превышали 10 г/1000 м3 газа. Таким образом, установка дополнительных фильтр-барабанов длиной 1000 мм позволила разгрузить фильтрационную часть по жидкости.

Анализ работы Ь©А показал, что на потери ДЭГа с осушенным газом существенно влияет работа сепарационной части..Неэффективная работа сепарационной тарелки МФА приводит к загрязнению ДЭГа мехпримесями, что обусловливает "забивание" фильтр-патронов и понижение концентрации ДЭГа в массообменной части МФА. Поэтому, наряду с укреплением фильтрационной части, боль-

шое внимание уделено модернизации сепарационной части МФА.

На УКПГ-1,2 прошли испытания сепарационные тарелки конструкции ТюменНИИгипрогаза, оборудованные "успокоительной" тарелкой, не позволяющей потоку газа выносить жидкость с муль-тициклонной тарелки.

Вынос капельной жидкости на всех режимах работы не превышал 45 г/1000 м3 газа. Перепад давления на сепарационной тарелке не превышал высоты гидрозатвора. На первой технологической нитке УКПГ-11 были проведены испытания сепарационной тарелки, оборудованной рециркуляционными элементами диаметром 100 мм конструкции 1ЩБН (92 шт. на одной тарелке). Испытания проводились в диапазоне производительноетей от 7,6 до 14,8 млн.м3/сут. В этом диапазоне сепарационная тарелка, оборудованная рециркуляционными элементами, обеспечила эффективную осушку газа. Вынос жидкости с тарелок не превышал 10 г/1000 м3 газа.

Накопленный опыт модернизации МФА на основе исследований с участием автора позволил ПО "Уренгойгазпром", ЦКБН, Тю-менНИИгипрогазу разработать комплексную программу модернизации МФА с целью уменьшения эксплуатационных затрат и повышения единичной производительности ¡/1«А.

Повышение эффективности и надежности работы основного технологического оборудования и повышение его производительности в 1,5-2 раза позволило дожимные компрессорные станции установить после УКПГ, что существенно уменьшило их стоимость, так как отпала необходимость установки сепараторов и фильтров перед ДНО.

Для повышения эффективности работа УКПГ наряду с проведением работ по модернизации технологических аппаратов важное значение приобретает совершенствование процесса осушки сено-манского газа.

Так, на УКПГ-10 были смоделированы условия низкотемпературной абсорбции воды из газа ДЭГом. На основе проведенных промысловых испытаний была установлена принципиальная возможность осушки газа ДЭГом при температурах контакта, близких к 0°С (табл. 2).

Полученные результаты представляют интерес при проектировании разработки газовых месторождений п-ва Ямал.

Таблица 2

Результаты исследований низкотемпературной абсорбции газа ДЭГом

Давление контакта газ-ДЭГ,

Ш1а

Температура

контакта газ-ДЭГ,

°С

Расход газа,

тыс.м3

час

Расход ДЭГа,

м3/ч.

Унос ДЭГа с осушенным газом,

г/1000 м3

Точка росы,

Концентрации

дт*

7,4

7,4 7,3

-1,7 -2

-2

160 162 160

1,2 1,4 1,6

-21 -22 -24

95,5 95,4 95,0

Разработан новый способ регенерации насыщенного раствора гликоля / 14 /. Способ включает предварительный подогрев раствора, подачу его в орошаемый водой дёсорбер, отбор с нижней (полуглухой) тарелки раствора гликоля, нагрев его в испарителе, подачу образовавшейся фазы в куб десорбера и выведение из него регенерированного гликоля.

Сущеетвенным отличием способа является то, что с целью снижения расхода энергии на процесс за счет предотвращения разбавления раствора в отгонной секции после предварительного подогрева 5+10)? водного раствора гликоля направляют на нижнюю тарелку десорбера, а остальной подают в трубопровод, соединяющий эту тарелку с отгонной секцией испарителя. В концентрационной части десорбера процесс протекает по общепринятой схеме. Получена зависимость концентрации регенерированного раствора от объема подачи сырья на полуглухую тарелку десорбера (концентрация исходного раствора 97 мас.$).

Использование предлагаемого способа позволяет исключить тарелки в отгонной части десорбера, что приводит к снижению его металлоемкости в 1,8 раза. Расход энергии на процесс регенерации снижается на 10*20$.

Основные результаты работ

В диссертационной работе в форме научного доклада обобщены результаты научно-исследовательских, проектно-конструктор-

скюс и промысловых исследований автора в области разработки и внедрения ресурсосберегающих компонентов в технологии добычи, сбора и промысловой обработки газа на Уренгойском и других месторождениях Севера Тюменской области. Эти результаты сводятся к следующему:

1. Разработана методика определения оптимальных сроков ревизии забойных клапанов отсекателей (ЗКО) газовых скважин, использование которой позволило сократить число плановых ревизий (на 30%) и обеспечить снижение вероятности эксплуатации в скважине неисправного ЗКО. Методика реализована на месторовде-ниях Медвежье, Ямбургское и Уренгойское.

2. Разработан комплекс новых научно-технических решений по ресурсосбережению ингибиторов гидратообразования в системе сбора и промысловой подготовки газа, включающий:

- методику уточненного расчета расхода ингибитора гидратообразования с учетом его растворимости в газовой и жидкой углеводородных фазах;

- метод регулирования параметров газожидкостного потока

в технологической цепи в целях минимизации расхода ингибитора;

- способ вторичного использования отработанного реагента высокой концентрации с валанжинских УКПГ для ингибирования' участков длинных' шлейфов сеноманских скважин с режимом работы, близким к граничным условиям гидратообразования.

3. Впервые для крупных газовых месторождений предложена и реализована коллекторная схема сбора газа с переменным увеличивающимся диаметром внутрипромыслового коллектора. Термодинамическими расчетами для такой схемы сбора газа обоснованы безгидратные режимы эксплуатации системы коллекторов сеноманских залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений практически без подачи метанола в течение года.

4. Дано научно-техническое обоснование и предложены технические и технологические решения по увеличению единичной мощности УКПГ с 7,5 млрд.м3/год до 15-25 млрд.м3/год без расширения производственных площадок, включающие: усовершенствование как конструкции абсорбера и десорбера, так и технологических процессов, протекающих в них.

5. О целью уменьшения уноса ДЗГа предложена и проведена модернизация фильтрационной и сепарационной частей МФА путем

установки фильтров-барабанов вместо сетчатой тарелки (реализована на Уренгойском и Ямбургском месторождениях).

6. Разработана и испытана технология осушки газа ДЭГом концентрацией 95+96% при температуре контакта до -2°с. Данная технология внедрена на Уренгойском месторождейии - на длинных участках охлажденных шлейфов.

7. разработан для условий УКПГ Уренгойского месторождения способ регенерации раствора гликоля, характеризующийся меньшим расходом энергии (на 10+2и?) и снижением металлоемкости десорбера в 1,8 раза.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа //Гриценко А.И., Дмитриевский А.Н., Ермилов О.М., Кирсанов А.Н., Зотов Г.А., Нанивскиа Е.М., Сулейманов P.C. - М.: Недра. 1992.

2. Сулейманов P.C. и др. Уренгойское месторождение: оптимизация сроков ревизии ЗКО. - М.: Газовая промышленность. 1989. - № 8. - С» 52-53.

3. Сулейманов P.C. и др. Проблемы повышения надежности промыслового оборудования в условиях слабосцементированных коллекторов (на примере Уренгойского месторождения). О.И.Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М,: ШИИЭгазпром. 1990. - 18 с.

4. Расход метанола и пути его сокращения при промысловой обработке газа Уренгойского газоконденсатного месторождения /Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Сулейманов P.O., Кульков А.Н. Э.И. Сер.: Подготовка, переработка и использование газа, - М.: ВНИИЭгазпром. 1986. Вып. I. - С. 8-И.

5. Определение расхода метанола на установках комплексной подготовки газа северных месторождений/Истомин В.А., Квон В.Г., Лакеев В.П., Бурмистров А.Г., Сулейманов P.C., Ставицкий В.А. Э.И. Сер.: Подготовка и переработка, использование газа. - М.: ВНИИЭгазпром. 1987. № 10. - С. 1-6.

6. Регенерация метанола на запасном оборудовании регенерации ДЭГа на Уренгойском газоконденсатном месторождении. Э.И. Сер.: Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ВНИИЭгазпром. 1986. Вып. 8. - С. 1-2.

7. Результаты испытания процесса регенерации метанола на Уренгойском месторовдении/Лакеев В.П., Истомин В.А., Сулейма-нов P.C., Четвергов Н.В., Салихов Ю.Б., Кабанов Н.И., Кульков

A.Н., Сивков A.B. Э.И. Сер.: Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ЕНИИЭГАЗпром. 1986. Вып. II. - С. 1-4.

8. Особенности методики расчета расхода ингибиторов гвд-ратообразования в низкотемпературных процессах обработки газа/ Сулейманов P.C.-, Истомин В.А. Э.И. Сер. Подготовка, переработка и использование газа. -М.: ВНИИЭГазлром, 1992, вып. 4-5,

- С.1-5.

9. Анализ результатов эксплуатации системы сбора и подготовки сеноманской залежи Уренгойского месторождения/Никоненко И.С., Кульков А.Н., Лакеев В.П., Рябов В.П., Сулейманов P.C. Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири. Сборник трудов ВНИИГАЗа. - М. 1985. - С. 154-160.

10. Опыт промысловой подготовки газа сеноманской и валан-жинской залежи Уренгойского газоконденсатного месторождения. /Никоненко И.С.,'Сулейманов P.C., Кульков А.Н., Ставицкий В.А. О.И. Сер.: Передовой производственный опыт в газовой промышленности. - М.: ВНИИЭгазпром. 1987. Вып. 6.

11. Высокопроизводительный абсорбер осушки газа /Зиберт Г.К., Кашицкий Ю.А., Ярмизин А.Г., Сун A.M., Коновалов В.А., Минаков В.В., Кусайко H.H., Денисенко Н.В., Сулейманов P.C.

- М.: Газовая промышленность. 1982. № 8. - 24 с.

12. Принципы взаимосвязанного управления технологией и производством в АСУ Уренгойского объединения./Абдулаев Ф.М., Юсифов Ю.Ю., Мельникова Н.Ю., Минчук A.A., Сулейманов P.C.

- Баку. Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1986. № 10.

- С. 56-59.

13. A.C. № 1350447 СССР. М. кл.4 17 Д 1/05. Способ подготовки природного газа к транспорту /Авторы: А.Г.Бурмистров,

B.А.Истомин, В.П.Лакеев, P.C. Сулейманов, А.Н. Кульков, Н.Р. Колушев, В.А. Ставицкий (СССР). - № 4072598. Заявл. 30.05.86. Опубл. 07.11.1987. Бшл, й 41.

14. A.C. № 1404099. M. кл.4 В 01 Д 53/14, 53/26. Способ регенерации насыщенного раствора гликоля / Авторы: Т.М.Бекиров, А.Л. Халиф, В.И. Воронин, P.C. Сулейманов (СССР).

- й 4122630/23-26. Заявл. 15.07.1986. Опубл. 23.06.88. Балл, й 23.

15. Газ - про запас. Ускорить переориентацию отрасли. /P.C. Сулейманов. - М.: Газовая промышленность. 1988. № 12.

- С. 18-20.

Соискатель

Р. С. Сулейманов