Повышение эффективности добычи на Уренгойском месторождении

На Ен-Яхинской площади минимальное среднее давление в районе эксплуатационных скважин УКПГ-12 - 33,9 кгс/см². Среднее пластовое давление Ен-Яхинской площади снизилось относительноначального на 83,6 кгс/см² или на 68,5 %. Минимальное давление зафиксировано в районе эксплуатационных скважин УКПГ-12 (куст №1204) - 29,0 кгс/см². Среднее давление в зоне УКПГ-12 снизилось относительно начального на 88,2 кгс/см² или 72,2 %, на периферии УКПГ-12 в скв. № 107 составляет 71,1 кгс/см².

В зоне расположения скважин УКПГ-11 среднее пластовое давление снизилось относительно начального на 80,3 кгс/см² или 65,8 % от начального, минимальное давление в зоне расположения скважин (куст № 1129) - 31,4 кгс/см². Давление на периферии УКПГ-11 в юго-западном направлении в скв. № 94 составляет 50,1 кгс/см². В зоне расположения скважин УКПГ-13 среднее пластовое давление снизилось относительно начального на 82,3 кгс/см², что составляет 67,4 % относительно начального, минимальное давление в зоне расположения скважин (куст №1307) - 32,6 кгс/см². Давление на периферии УКПГ-13 в восточном направлении в скв. № 147 составляет 55,1 кгс/см², в скв. №104 - 65,6 кгс/см².



Рисунок 2.6 - Уренгойская площадь. Карта изобар на 01.01.2008

Для снижения перепада давления между периферией и зоной размещения эксплуатационных скважин на Ен-Яхинской площади в Проекте разработки (1998 г.) было рекомендовано бурение 60-ти дополнительных скважин. Песцовая площадь Уренгойского месторождения эксплуатируется с 2004 года (проектный срок ввода в эксплуатацию - 2001 г). Пластовое давление в зоне УКПГ-16 составляет 119,2 кгс/см².

В пpоцессе pазpаботки, наиболее полно контролем за подъемом газоводяного контакта (ГВК) в скважинах охвачена зона эксплуатационного pазбуpивания, пеpифеpийные же участки данными о подъеме контакта освещены недостаточно. Текущий газоводяной контакт Уренгойской площади имеет выпуклую поверхность, погружающуюся в целом в северном направлении, а также к приконтурным частям залежи. Зона расположения эксплуатационного фонда характеризуется, как правило, наибольшими подъемами ГВК. Фонд наблюдательных скважин за ГВК на Уренгойской площади составляет 62 единицы (в т.ч. в кустах эксплуатационных скважин и одиночных в зоне отбора - 57).

Анализ данных подъема ГВК в залежи показал, что подъем воды пpоисходит неpавномеpно как в попеpечных, так и в пpодольном пpофилях залежи с максимумом в зонах отбоpа.

На рисунке 2.7 представлена карта текущего ГВК по состоянию на 1.01.2008.

Максимальная величина среднего подъема ГВК в зоне эксплуатационных кустов приходится на зону УКПГ-1 - 46 м и минимальная величина среднего подъема ГВК на УКПГ-9 - 24 м.



Рисунок 2.7 - Уренгойская площадь. Карта текущего положения ГВК на 01.01.2008.

Комплексный анализ результатов промыслово-геофизических и геолого-промысловых исследований показал, что причина обводнения эксплуатационных скважин не только в подъеме уровня ГВК до нижних отверстий интервала перфорации, но и в низком качестве цементирования заколонного пространства и разрушении цементного камня в процессе эксплуатации скважин. Нередко при снижении дебита газа приток пластовых вод в эксплуатационные скважины прекращается, и они начинают выносить конденсационную воду.

Бездействующий фонд скважин по Уренгойской площади составляет - 18 (10 за счет подъема ГВК, 7 - низкие ФЕС, 1 - технические причины), по Ен-Яхинской площади - 22 (18 за счет подъема ГВК, 4 - низкие ФЕС).

В консервации находятся скважины УКПГ-7 (4 за счет подъема ГВК) и УКПГ-15 (4 за счет подъема ГВК, 1 - низкие ФЕС). Таким образом, простаивающий фонд скважин по месторождениям Большого Уренгоя составил 68 единиц, из которых 52 простаивают по причине обводнения, 15 - из-за низких ФЕС, 1 - по техническим причинам (таблица 2.3).

Таблица 2.3 - Состояние простаивающего фонда газовых скважин сеноманских отложений на 01.01.2008

УКПГ	Бездействующий фонд
		Обводнены	Низкие ФЕС	Технические причины
1AC	1	1631	-	-
1	2	141	1132	-
2	6	225	2111, 2131, 222, 224, 233	-
3	3	3162, 3163	-	394
4	1	4181	-	-
5	1	-	5142	-
6	1	671	-	-
7	1	7201	-	-
10	2	1093, 1042	-	-
Уренгойская площадь	18	10	7	1
11	4	11201, 11202, 11441	11361	-
12	10	12055, 12056, 12122, 12135, 12141, 12151, 12221, 12222, 12261, 12262	-	-
13	8	13123, 13142, 13202, 13072,13241	13141,13111, 13113	-
Ен-Яхинская площадь	22	18	4	-
15	19	15044, 15121, 15122, 15134, 15142, 15211, 15216, 15272, 15273, 15343, 15352, 15353, 15354, 15363, 15364, 15382,	15275, 15284, 15365	-
Северо- Уренгой. м-ние	19	16	3	-
Всего	59	44	14	1
УКПГ	В консервации
7	4	7231, 7232, 7233, 7234	-	-
15	4	15262, 15263, 15264, 15265	15143	-
Всего	9	8	1	-
ИТОГО по УГП	68	52	15	1

В бездействии и в консервации в целом по сеноманской залежи Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений находится 68 скважин, что составляет 5,2 % от общего эксплуатационного фонда скважин месторождений Большого Уренгоя. Бездействующий фонд Уренгойского месторождения, включая скважины, находящиеся в консервации, составляет 44 скважины или 3,3 % от эксплуатационного фонда, а по Северо-Уренгойскому месторождению - 24 скважины или 22,4 % от эксплуатационного фонда, т.е. самый высокий процент.

Месторождения Большого Уренгоя характеризуются различным состоянием фонда скважин, работающих с ограничением по дебиту: по Уренгойской месторождению ограничено в добыче 19,6 % фонда действующих скважин; по Северо-Уренгойскому месторождению - 50,6 %.

От общего числа скважин, работающих с ограничениями по дебиту, на долю скважин выносящих мехпримеси приходится 66 %, пластовую воду - 26 %, мехпримеси и пластовую воду - 8 %.

Максимальное число скважин с ограничениями по дебиту (451 ед.) было достигнуто в 1999 году. По сравнению с 1999 годом число скважин с ограничениями сократилось на 190 единиц.

Сеноманская залежь месторождений Большого Уренгоя находится на той стадии разработки, когда требуется повышенное внимание к оперативному контролю за эксплуатацией скважин. Для своевременного капитального ремонта скважин необходима организация мониторинга технологического состояния эксплуатационных скважин.

Анализ состояния фонда скважин и анализ продуктивности скважин Уренгойской и Ен-Яхинской площадей показал тенденцию роста количества скважин, работающих в интервалах с низкими дебитами.

Анализ текущего состояния разработки месторождений Большого Уренгоя показывает следующее:

По состоянию на начало 2008 года накопленная добыча с начала разработки сеноманской залежи МБУ составила 5,216 трлн м³ газа -- 65,3% от утвержденных ГКЗ и ЦКЗ геологических запасов района. При этом текущий коэффициент извлечения газа (КИГ) по объектам из-за разновременности их ввода в разработку изменяется в широком диапазоне: от 8,7% по Песцовой площади до 77,4% по Уренгойской, а пластовое давление -- от 24,4 до 113 ата. В завершении данного раздела дипломной работы следует отметить, что падающую добычу газа из сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя отличают низкие пластовые давления и прогрессирующее обводнение залежи пластовой водой. Длительный период эксплуатации скважин, негативное влияние пластовой воды на эксплуатационную колонну и продуктивный коллектор ухудшают состояние эксплуатационных скважин (межколонные и заколонные проявления и межпластовые перетоки) и их призабойных зон (дезинтеграция породы коллектора и усиление пескопроявлений). В этой ситуации поддержание проектных уровней добычи газа зависит от того, насколько стабилен режим эксплуатации скважин (должны быть исключены остановки и рывки в работе) и насколько качественно ремонтируются скважины (сохранение или увеличение продуктивности скважины после проведения ремонтных работ).



2.3 Контроль за разработкой месторождения

Основной задачей контроля за разработкой является обеспечение комплексного наблюдения за процессом эксплуатации газовой залежи. Мероприятия по контролю за разработкой должны быть направлены на оперативное получение достоверной информации для внесения необходимых и своевременных корректив в систему разработки месторождения для достижения проектных показателей, и, в конечном счете, максимальной газоотдачи. Целью контроля за разработкой является:

- оценка эффективности принятой системы разработки и проводимых отдельных геолого-технических мероприятий;

- принятие решений по регулированию процесса разработки и планированию мероприятий по его совершенствованию, для достижения сбалансированности между максимальной конечной газоотдачей и оптимальными экономическими затратами.

Для контроля за разработкой и обеспечения надежности системы разработки используются эксплуатационные скважины, специально оборудованные наблюдательные скважины для геофизических исследований, наблюдательные газовые и пьезометрические скважины. Необходимый минимум геолого-промысловых, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований составляет:

Замер статического давления в эксплуатационных скважинах - 2 раза в год после остановки куста на 4 часа, в наблюдательных скважинах под давлением - 2 раза в год;

Замер рабочего давления и запись КВД на забое скважин проводится в 10% эксплуатационного фонда 1 раз в год;

Замер рабочих параметров проводится на действующем фонде скважин ежемесячно;

Исследование скважин на продуктивность проводится по действующему фонду, в том числе:

- по стандартной методике на 25% действующего фонда 1 раз в год;

- исследования без выпуска газа в атмосферу проводятся на скважинах с соответствующим оборудованием 1 раз в год;

- исследования с отбором проб флюидов на различных режимах проводятся на 15% действующего фонда 1 раз в год;

- комплексные исследования скважин после КРС и выходящих из бурения проводятся на всех скважинах до и после КРС и выходящих из бурения;

- при наличии соответствующего оборудования проводятся специальные исследования для определения предельно допустимой депрессии на 10% действующего фонда 1 раз в год;

- исследования на вынос механических примесей на рабочем режиме проводятся на действующем фонде скважин 1 раз в год;

Контроль за техническим состоянием устья скважин проводится на скважинах эксплуатационного и наблюдательного фонда ежеквартально;

Исследования с отбором проб жидкости для гидрохимконтроля и с определением ее количества проводятся по всему действующему фонду 1-2 раза в год, для скважин, выносящих пластовую воду - ежеквартально;

Замер пластового давления (уровня жидкости) в пьезометрических скважинах проводится 1-2 раза в год;

Отбор устьевых проб газа - по каждой зоне УКПГ 1 раз в год;

Промыслово-геофизические исследования (ПГИ) по контролю за продвижением ГВК в наблюдательных и пьезометрических скважинах проводится 1-2 раза в год в зависимости от литологии пород на уровне текущего ГВК;

ПГИ в газовой среде (определение профиля притока и газоотдающих интервалов) рекомендуется проводить не менее чем на 10% эксплуатационного фонда каждый год;

Комплексные исследования по установлению причин обводнения рекомендуется проводить в простаивающем фонде скважин;

ПГИ по контролю за техническим состоянием скважин рекомендуется проводить по фонду скважин, подлежащих капитальному ремонту до и после проведения ремонтных работ;

Рекомендуется также проводить замеры текущих забоев перед глубинными, промыслово-геофизическими исследованиями, подземным и капитальным ремонтом скважин не менее 1 раза в год на скважинах, необорудованных прибором «Спектр»;

При вводе скважин в эксплуатацию рекомендуется проводить исследования с использованием глубинных приборов для определения потерь давления в лифтовой колонне;

Таким образом, предлагаемый комплекс геолого-промысловых, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований позволит осуществлять контроль за:

- распределением и изменением пластового давления по площади и разрезу;

- изменением давления в водоносной части;

- продвижением в залежи подошвенных и краевых пластовых вод;

- технологическими параметрами эксплуатации скважин;

- техническим состоянием скважин;

- изменением продуктивных характеристик эксплуатационных скважин, фильтрационных и емкостных параметров газоносных горизонтов и т.д.

2.4 Основные проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на УНГКМ

В настоящее время ООО «Газпром Добыча Уренгой» осуществляет добычу и подготовку газа, конденсата и нефти из четырех месторождений: Уренгойского (сеноман и валанжин) и Северо-Уренгойского (сеноман), Ен-Яхинское и Песцовое месторождения. Основные научно-технические проблемы разработки эксплуатируемых месторождений связаны с тем, что они вступили в стадию падающей добычи. С начала разработки из сеноманской залежи отобрано более 55 % запасов газа, из неокомских -- до 30 % и нефти -- более 10 %. В процессе разработки пластовые давления снизились в 2 -- 3 раза. Газоводяной контакт на сеноманской залежи поднялся до 40 м. Все это обусловило сложности и проблемы в добыче, подготовке и транспортеровке углеводородного сырья на УНГКМ.

Хотя вся технологическая цепочка от пласта до магистрального газопровода: пласт -- скважина -- газосборный коллектор -- УКПГ вместе с ДКС взаимосвязана, проблемы обеспечения их эффективного функционирования условно можно разделить на две группы:

1) проблемы эксплуатации скважин и ГСК;

2) проблемы подготовки газа, конденсата и нефти.

В такой последовательности эти проблемы и возможные пути их решения и рассмотрим.

Основные проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на УНГКМ, а так же пути их решения представлены на рисунке 2.8.

Главными направлениями в решении проблем устойчивой эксплуатации скважин являются:

- обеспечение эксплуатации скважин в условиях водопритока и разрушения ПЗП, ликвидация или снижение темпов поступления пластовой воды на забой скважин;

- предупреждение и ликвидация гидратных и парафиногидратных отложений;

- интенсификация притока добываемого флюида путем воздействия на призабойную зону пласта.

Для того чтобы установить области работы скважин в условиях поступления воды из пласта были проведены опытно-экспериментальные работы на скважинах-стендах (№ 1260 и № 2322). Изменяя количество воды, поступающей на забой скважин подачей ее с поверхности через затрубное пространство, фиксировали режимы их работы с определением граничных условий, при которых обеспечивается устойчивый вынос воды с забоя. В результате проведенных исследований для газоконденсатных скважин УНГКМ получена эмпирическая зависимость минимально необходимой скорости газожидкостного потока, обеспечивающей вынос воды с забоя, от количества воды, поступающей из пласта [1]. При объемах поступления воды на забой от 2 до 20 м³/сут минимально необходимая скорость должна быть в пределах от 0,65 до 1,2 м/с.

Устойчивые режимы работы скважин в условиях их обводнения обеспечиваются:

- изоляцией обводнившихся пластов;

- увеличением скорости газожидкостного потока путем снижения устьевого давления;

- спуском лифтовой колонны к нижним интервалам перфорации;

- спуска НКТ меньшего диаметра; применением ПАВ;

- использованием механизированных способов подъема жидкости из скважины.

Ограничение водопритока и предупреждение обводнения скважин является одним из важных направлений регулирования разработки месторождения на поздней стадии. Специалистами ООО «Газпром Добыча Уренгой» разработаны технологии, направленные на предупреждение водопритока путем гидрофобизации пласта, его гидроизоляции и создания водонепроницаемых экранов. Методы гидрофобизации эффективны на начальной стадии обводнения и применяются для обработки высокопроницаемых продуктивных коллекторов сеноманской залежи месторождения.

Для изоляции значительных объемов поступления пластовой воды на Уренгойском НГКМ были испытаны в промысловых условиях различные водоизолирующие составы: смола ТС-50, лигносульфаты, гранулированный магний, АКОР-Б-100 и др. Но эффективность их оказалась менее 50 %, поэтому были проведены поиски селективных реагентов, соответствующих условиям УНГКМ. Такой реагент «А-пласт», представляющий собой смесь различных полимеров, растворяющихся в кетоновых растворителях, был найден, адаптирован к условиям Уренгойского НГКМ и успешно использован для изоляционных работ более чем на 100 скважинах. Также одним из эффективных методов изоляции подошвенной воды является разработанная специалистами ООО «Газпром Добыча Уренгой» установка ДЭГ-цементных мостов.

В связи с тем, что на Уренгойском месторождении существует кустовая система расположения скважин, причем на валанжинской залежи скважины одного куста эксплуатируют объекты с разными давлениями, не всегда возможно добиться увеличения скорости газожидкостного потока снижением устьевого давления. Для таких случаев испытана технология удаления жидкости с забоя с применением твердых и жидких ПАВ. Практика применения твердых ПАВ показала, что для условий УНГКМ такая технология эффективна при объемах поступления воды на забой скважины в пределах 4 -- 5 м³/сут. Исследования с применением жидких ПАВ продолжаются.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.8. - Основные проблемы эксплуатации скважин на УНГКМ в условиях падения пластового давления

Также для обеспечения работоспособности скважин куста, эксплуатирующих разные объекты, нам пришлось пойти на создание двухнапорной системы сбора продукции валанжинских скважин с выделением отдельных технологических линий на УКПГ для обработки газоконденсатной смеси. Таким образом, в 2001--2002 гг. обеспечен пуск в работу порядка 50 скважин с пониженными устьевыми параметрами.

Как уже было сказано ранее, одним из способов обеспечения выноса воды с забоя скважин является доспуск НКТ до нижних интервалов перфорации или спуск НКТ меньшего диаметра. Этот способ достаточно эффективен, но в настоящее время он связан со значительными капитальными затратами и, кроме того, такие работы приводят к ухудшению коллекторских свойств пласта при глушении.

Одним из эффективных методов подъема жидкости из скважин является механизированные способы эксплуатации. Известны разработки ВНИИГаза по созданию оборудования для удаления воды с забоя. Для этих же целей в Севергазпроме разработана и испытана установка циклического газлифта. На УНГКМ при добыче нефти из нефтяных оторочек уже с начала 90-х годов пришлось переходить на механизированные способы. Опыт промышленной добычи нефти на Уренгойском НГКМ показывает, что из большого многообразия механизированных методов наиболее эффективным для наших условий является газлифтный способ с его модификациями: постоянный газлифт и плунжерный газлифт [2].

Высокая технологичность газлифта, по сравнению с другими методами, наличие стабильного внешнего источника газа высокого давления позволили нам широко внедрить этот способ добычи нефти на Уренгойском НГКМ. Была разработана и реализована система бескомпрессорных газлифтных технологий, в которых рабочим агентом является подготовленный газ с УКПГ валанжинских залежей. Таким образом, нефтяные скважины обеспечены рабочим газлифтным газом на весь срок эксплуатации УНГКМ. Внедрение системы бескомпрессорного газлифта в настоящее время обеспечивает эксплуатацию около 100 нефтяных скважин и добычу нефти порядка 260 тыс. т/год.

В процессе разработки нефтяных оторочек на истощение происходит снижение притока нефти из пласта. Поэтому рабочая область газлифта характеризуется увеличением расхода рабочего газа. Для изменения этой тенденции и возврата в оптимальную область работы газлифта часть скважин переведена на периодическую форму эксплуатации плунжерным газлифтом. Нашими специалистами разработаны оригинальные конструкции плунжеров, эффективно разделяющих жидкую и газовую фазы и одновременно предотвращающих парафиноотложения в лифтовых трубах благодаря режущим втулкам и переменному наружному диаметру [3]. Внедрение этих плунжеров позволило в 2 -- 3 раза сократить тепловые обработки и снизить расход газлифтного газа.

В условиях интенсивного образования гидратов и парафинов плунжер не способен поддерживать длительную эксплуатацию нефтяных скважин. Поэтому на УНГКМ применяются следующие эффективные методы борьбы с парафино-гидратными отложениями: тепловые обработки горячим конденсатом; тепловые обработки смесью горячего конденсата, бензиновой фракции и метанола; удаление парафиноотложений скребком. При этом необходимо отметить, что одним из перспективных методов является применение ингибитора --диспергатора АСПО на основе диметилдиоксана [4].

Как было указано на рисунке 5.1, одной из основных причин, влияющих на эффективность работы добывающих скважин, является ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

2.5 Промысловая подготовка сеноманского газа Уренгойского НГКМ

Основные проблемы подготовки сеноманоского газа и пути их решения представлены на рисунке 2.9.

Подготовка газа сеноманской залежи осуществляется на 15 УКПГ, имеющих принципиально одинаковые технологические схемы (рисунок 5.3). Сырой пластовый газ собирается в общий коллектор и поступает в цех очистки газа, далее на ДКС 1 ступени для поддержания рабочих параметров и затем на установку абсорбционной осушки, где в качестве абсорбента используется ДЭГ. Подготовленный в соответствии с требованием ОСТ (температура точки росы по влаге - минус 10 ⁰С летом и минус 20 ⁰С - зимой) газ компримируется на ДКС 2 ступени, охлаждается в АВО и через замерный узел подается в МПК.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.9 - Основные проблемы подготовки сеноманоского газа и пути их решения

Следует отметить, что фактические отборы газа не всегда соответствуют проектным. Как в зимний, так и в летний периоды фактические среднемесячные отборы газа по УКПГ превышают проектные значения от 2 до 10 %.

Очистка газа перед ДКС

Цеха очистки газа (ЦОГ) всех УКПГ Уренгоя оснащены однотипным оборудованием конструкции ДОАО «ЦКБН»:

сепаратор I ступени очистки С-101 (ГП 554.00.000, ГП 1430.01.00.000);

фильтр-сепаратор II ступени очистки Ф-101 (ГП 835.00.000.000.05, ГП 605.00.000).

Анализ загрузки ЦОГ на период до 2010 г. (таблица 5.1) показывает, что на большинстве УКПГ они имеют запас по производительности от 25 % до 70 %.

Степень загрузки определялась отношением проектной производительности УКПГ к пропускной способности аппаратов при проектном устьевом давлении.

Полностью загружены ЦОГи только на УКПГ-10, что связано с вводом в эксплуатацию Таб-Яхинского участка, и УКПГ-9. К 2010 году загрузка ЦОГов по всем УКПГ кроме УКПГ-9 и 10 составит 14-50 %. Это приводит к необходимости в самое ближайшее время решать вопрос о перераспределении потоков сырого газа, технологическом использовании или демонтаже излишнего оборудования.

Гидравлические сопротивления ЦОГ при эксплуатации всего объема установленного оборудования в 2003 году по сравнению с 2002г. на УКПГ-2, 7, 9 и 1Ас увеличились и составляют 0,25…0,36 МПа. На остальных УКПГ гидравлические сопротивления ЦОГ практически не изменились и находятся в пределах 0,1…0,2 МПа.

Рабочее давление на входе в ЦОГ в настоящее время составляет 2,2…3,0 МПа, а температура газа 5…15⁰С. Следует отметить, что на УКПГ-1, 2, 3, 4, 5 рабочие давления в ЦОГах превышают проектные значения, а на УКПГ-1Ас, 11, 12, 13, 15 - ниже проектных значений.

Начальное содержание воды на входе в ЦОГ составляет в среднем 2,5 г/м³. Жидкостная нагрузка сепараторов различна по УКПГ. Она колеблется от 0,4 г/м³ (УКПГ-2) до 7,5 г/м³ (УКПГ-6). Входные сепараторы улавливают до 98% поступающей жидкости, обеспечивая унос до 30 мг/м³. Фильтр-сепараторы, установленные в ЦОГах, работают эффективно и практически улавливают всю капельную жидкость и мехпримеси.

В связи с высоким поступлением пластовой воды из скважин существует угроза гидроабразивного износа продувочных линий и запорно-регулирующей арматуры, отказа КИПиА, отложения песка и закупоривания кубовой части сепараторов ЦОГ. Для периодической или непрерывной промывки от отложений песка кубовой части сепараторов требуется монтаж специальной рециркуляционной системы с подачей воды насосом большей производительности через дренажные системы сепараторов ЦОГ.

ДКС

Оснащение ДКС Уренгойского месторождения осуществлено газотурбинными ГПА мощностью 16 МВт, установленными в ДКС 1 и ДКС 2 ст. (двухступенчатая компоновка ДКС). В соответствии с действующими ТУ ГПА первоочередной поставки для ввода КЦ-1 ДКС 2ст. Уренгоя были оснащены компрессорами природного газа с номинальной степенью сжатия 1,44 и в варианте их последующей форсировки 1,70 («короткий» корпус). Оснащение ГПА в ДКС 1 ст. осуществлено многоступенчатыми компрессорами с номинальной степенью сжатия до 2,2 - 3,0 («длинный» корпус). Таким образом, проектными решениями обеспечивается повышение степени сжатия ДКС максимум до 4^х-6^ти, что недостаточно для полной довыработки Уренгойского месторождения.

Интенсивное снижение отборов газа в период падающей добычи приводит к разгрузке ДКС. Это подтверждается фактическими режимами работы ДКС Уренгойского месторождения с прогнозом снижений загрузки к 2005 - 2008 г.г, в среднем на 50 %. Разгрузка ДКС приводит к отключению в ДКС 2 ст. одного из 2^х рабочих ГПА. Дальнейшая перспектива довыработки месторождений связана с необходимостью реконструкции ГПА под пониженную номинальную мощность.

Альтернативным вариантом является расширение и подгрузка головных КС магистральных газопроводов. Однако указанный вариант потребует специального обоснования при полном мощностном обеспечении Уренгойских ДКС, оснащенных достаточно современными ГПА.



Таблица 2.4 - Загрузка ЦОГ сеноманских УКПГ на период до 2010 г.

Таким образом, при избытке установленной мощности на Уренгойских ДКС имеет место дефицит напора, т.е. ограничение дальнейшего повышения их степени сжатия.

Перспектива повышения степени сжатия ДКС до 10 - 15 в сочетании с их разгрузкой и наличием свободных мощностей связана с необходимостью переобвязки ДКС на 3^х ступенчатое сжатие и реконструкцией ГПА на пониженную мощность. Переобвязка Уренгойских ДКС осложняется минимальным количеством установленных ГПА и распространяется на оба КЦ. При 6 установленных на ДКС ГПА возможен переход на 3^х ступенчатое сжатие при обеспечении в каждой ступени по одному рабочему и резервному ГПА. Вариант такой переобвязки схематично представлен на рисунке 2.11. с учетом охлаждения газа в АВО за каждой ступенью сжатия.

Реконструкция ГПА связана с применением сменных проточных частей в компрессорах природного газа, обеспечивающих согласованную работу ГПА в ступенях сжатия ДКС и исключающих помпаж компрессоров природного газа. Переход на 3^х ступенчатое сжатие потребует применения СПЧ на номинальную загрузку ГПА 6,3 МВт. При необходимости может быть заменен приводной двигатель ГПА.

Переобвязка Уренгойских ДКС на трех ступенчатое сжатие и реконструкция ГПА с применением СПЧ мощностью 6,3 МВт на степень сжатия до 2,2 обеспечит необходимую степень довыработки месторождения при снижении входного давления газа до 0,4-0,5 МПа.

Следует отметить, что по-прежнему слабым звеном всей УКПГ являются АВО сырого газа, которые не обеспечивают в зимний период технологических требований установок осушки газа по температуре контакта. В настоящее время ЦКБН и НПК «Кедр» с привлечением специализированных организаций выполнили разработку конструкции АВО с комплексом систем регулирования подачи воздуха, что позволяет осуществлять охлаждение газа в зимний период до температуры 10…12 ^ОС. Однако оснастить такими АВО все действующие УКПГ не представляется возможным.

Известные методы регулирования процесса охлаждения сырого газа: включение в работу дополнительных секций аппаратов, изменение угла атаки лопастей вентиляторов, не дают в зимний период желаемого результата по различным техническим причинам.

В этой связи ООО «Газпром Добыча Уренгой» для плавного регулирования интенсивности охлаждения газа предлагает использовать автоматический регулятор частоты оборотов электропривода 37 кВт, позволяющий снизить температуру сырого газа в зимний период.

Установка гликолевой осушки газа

На всех 15 УКПГ осушка сеноманского газа производится абсорбционным методом с использованием ДЭГа в качестве осушителя.

На УКПГ смонтированы три типа абсорберов разработки ДОАО «ЦКБН» (ГП 252, ГП 365, ГП 502). В зависимости от типа абсорбера выполнена компоновка технологического оборудования.

На УКПГ 1…4 после ДКС I ступени последовательно установлены сепаратор, абсорбер и фильтр-сепаратор. На УКПГ 5…10 взамен трех последовательно установленных аппаратов используется один многофункциональный аппарат ГП 365. На УКПГ 1АС, 11…15 последовательно установлены сепаратор очистки и МФА ГП 502. Отдельный сепаратор на выходе газа из абсорбера отсутствует.

В начальный период эксплуатации месторождения на УКПГ-1ч4 проектная единичная мощность технологического оборудования составляла 3 млн.м³/сутки. Абсорберы типа ГП-252 были оснащены 14 колпачковыми тарелками.



Рисунок 2.11 - Принципиальная технологическая схема переобвязки ДКС в 3 ступени сжатия

	существующая схема	МПК	межпромысловый коллектор
	элементы новой схемы		ГПА первой ступени сжатия - НЦ-16/21-2,2
ПУ	пылеуловители		ГПА второй ступени сжатия - НЦ-16/41-2,2
АВО	аппараты воздушного охлаждения		ГПА третьей ступени сжатия - НЦ-16/76-2,2.
КЦ	компрессорный цех

Начиная с УКПГ-5, на Уренгойском месторождении применяются многофункциональные аппараты ДОАО «ЦКБН» заменившие три аппарата традиционной технологической линии - сепаратор-абсорбер-фильтр.

Аппараты ГП-502 имеют проектную производительность 10 млн.м³/сутки, аппараты ГП-365 - 5 млн.м³/сутки.

Массообменная эффективность абсорберов ГП-252 и ГП-502 может быть принята равной 1,7 теоретических тарелок. Острая необходимость в их модернизации отсутствует.

В изменившихся условиях эксплуатации (повышение температуры контакта в компрессорный период эксплуатации) абсорберы ГП-365, реконструированные с разделением потока и насыпной насадкой работают с низкой массообменной эффективностью. Разделение потока снижает массообменную эффективность до 0,8…1,0 теоретических тарелок (практически вдвое), а насыпная насадка имеет низкую механическую прочность и требует высоких трудозатрат при ее выемке-закладке в процессе ремонта, поэтому, абсорберы ГП 365 требуют первоочередной модернизации.

В соответствии с «Программой повышения качества добываемого, транспортируемого и поставляемого на экспорт российского природного газа» ДОАО ЦКБН была разработана регулярная пластинчатая насадка, позволяющая расширить диапазон эффективной работы аппарата в условиях падающего пластового давления, увеличить производительность и снизить потери гликоля.

Насадка прошла испытания на 8-й технологической линии УКПГ-2.

Внедрение регулярной пластинчатой насадки в абсорбционных аппаратах с колпачковыми тарелками не совсем оправдано. Результаты сравнительных испытаний реконструированного абсорбера ГП 252 и абсорбера штатной конструкции (с колпачковыми тарелками) показали, что указанные аппараты в реконструкции не нуждаются.

ДОАО «ЦКБН» обоснованно рекомендовало провести модернизацию абсорберов ГП-365 путем монтажа регулярной пластинчатой насадки и новых сепарационных устройств, в том числе с применением фильтр-патронов с электроплазменной обработкой материала. Этот способ обработки материала позволяет при одинаковой нагрузке снизить более чем в 2 раза унос жидкости. Разработана техническая документация ЭП-762, ГПР-1990 на реконструкцию аппаратов ГП-365, реализация которой позволяет одновременно повысить массообменную эффективность до 1.8…2.2 т.т. и производительность не менее чем на 10…15 %. модернизации подвергается каждая функциональная секция аппарата.

Во входной сепарационной секции монтируется тарелка с новыми сепарационными элементами (ГПР-1063 или ГПР-515) и узлом без гидрозатворного слива.

В массообменной секции устанавливается регулярная пластинчатая насадка, распределитель жидкости и газораспределительная насадка.

В секции окончательной очистки газа устанавливаются коалесцирующие фильтр-патроны с электроплазменной обработкой материала.

Выполненный анализ позволяет заключить, что абсорберы ГП 252 на УКПГ 1…4 в реконструкции не нуждаются.

Все МФА ГП 365 на УКПГ 5…10 необходимо реконструировать в связи с их крайне низкой массообменной эффективностью. В настоящее время реконструировано 40 аппаратов ГП 365.

Анализ загрузки абсорберов, реконструированных регулярной пластинчатой насадкой на период до 2010 г. (таблица 5.1) свидетельствует о неполной загрузке аппаратов.

Степень загрузки по производительности УКПГ-….1…6, 8, 1Ас в 2004 году составит всего 17…35 % от максимальной, полностью будет загружена только УКПГ-10 - 98 %. Загрузка остальных УКПГ составит от 35 до 56 %. Со снижением пластового давления загрузка УКПГ будет неуклонно уменьшаться и уже в 2010 году загрузка некоторых УКПГ (1,2,4) будет составлять 8…10 %.

Из вышеизложенного следует, что реконструкция МФА ГП 502 на УКПГ 1АС должна носить выборочный характер и реконструировать целесообразно только один цех осушки.

Для оптимизации термобарических режимов работы установок осушки газа на УКПГ ООО «Газпром Добыча Уренгой» реализованы и апробированы следующие технические решения:

1. Осушка газа до компримирования. Работа УКПГ по схеме УО - ДКС I ст. - ДКС II ст. позволяет снизить температуру контакта до 10…12⁰С в летний период. Эта схема внедрена на УКПГ-2. Анализ результатов эксплуатации показал, что при давлении контакта 2,6…3,2 МПа и температуре контакта 4…12⁰С обеспечивается Ттр = минус 20…минус 22⁰С, хорошо соответствующая результатам расчетных исследований. Прогнозные расчеты показали, что возможности осушки газа до компримирования при сохранении величины орошения 10 г/м³ и массообменной эффективности абсорберов 1,5…1,7 теоретических тарелок ограничены давлением контакта 2,2…2,4 МПа. Предложенная схема может быть реализована до 2003…2004 г.г. на УКПГ- 1Ас, 9, 10, 11, 13 и 15, имеющих запас давления и обеспечивающих производительность абсорберов в соответствии с проектным отбором газа. На остальных УКПГ эта схема не перспективна вследствие низкого входного давления.

2. Важным направлением оптимизации термобарических параметров осушки газа является технология двухступенчатой осушки газа. Принципиальное отличие данной технологии от проектной заключается в предварительной осушке газа и дальнейшем его компримировании с охлаждением до более низких температур перед окончательной осушкой.

В отработанной в промышленных условиях технологии предварительная осушка газа осуществляется в цехе очистки газа перед ДКС I ступени сжатия. Весь объем отработанного насыщенного раствора ДЭГа с абсорберов УКПГ направляется на впрыск во входной трубопровод фильтра-сепаратора цеха очистки газа, где сырой газ осушается в прямоточном контакте с насыщенным ДЭГом. Далее отработанный насыщенный ДЭГ сепарируется в фильтр-сепараторе и подается на установку регенерации ДЭГа. В качестве ступени контакта в данном случае служит прямой участок технологического газопровода Ду 500 мм между входным сепаратором и фильтр-сепаратором цеха очистки газа и сам фильтр-сепаратор.

Одним из важнейших преимуществ схемы двухступенчатой осушки газа является обеспечение более глубокого охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) ДКС I ступени сжатия. Это достигается за счет уменьшения влажности «сырого газа» на первой ступени сжатия и снижения температуры гидратообразования

Технология двухступенчатой осушки газа успешно апробирована на УКПГ-3 и 12. При этом достигнута температура контакта «газ-ДЭГ» в цехе осушки газа 5…8 ^оС. В процессе эксплуатации схемы двухступенчатой осушки газа установлено, что безгидратный режим работы АВО обеспечивается при температуре окружающего воздуха до минус 30 ^оС. В зимний период на первой ступени осушки достигается температура точки росы минус 9 ^оС, на второй ступени - минус 20…минус 22 ^оС.

Расчеты показали (рисунки 5.5, 5.6), что двухступенчатая осушка эффективна не только в холодное время. В летний период на УКПГ с абсорберами ГП-252 и ГП-502 она обеспечивает качество газа при температурах контакта 27…28 ^оС, а на УКПГ с абсорберами ГП-365 работоспособна при температурах контакта ниже 24…25 ^оС даже без реконструкции абсорберов.

Из вышесказанного следует, что схема двухступенчатой осушки газа в компрессорный период эксплуатации месторождения является одним из эффективных технических решений, обеспечивающих качество промысловой подготовки газа.

Наряду с положительным эффектом, эксплуатация схемы выявила ряд легко устранимых осложнений: увеличение нагрузки фильтрующих патронов по жидкости и их быструю забиваемость мехпримесями, особенно при применении вторичного ДЭГа с ГКС; попадание ДЭГа в маслосистему, что приводит к ухудшению свойств масла.

Технологическая обстановка на УКПГ Уренгоя в период падающей добычи позволяет предложить более эффективные схемы реализации технологии двухступенчатой осушки.

По мере изменения объемов добычи газа к 2005 году на всех УКПГ кроме 9 и 10 (см. таблицу 2.4) высвобождается до половины оборудования ЦОГ, что позволяет использовать его для предварительной осушки всего объема сырого газа (I-я ступень осушки). При этом оставшиеся технологические линии выполняют свои непосредственные функции по защите оборудования ДКС от уноса жидкой фазы в капельном виде.

Для повышения эффективности процесса осушки газа по этой схеме ДОАО «ЦКБН» разработаны технические решения по реконструкции сепаратора ГП 554 (ЦОГ) в массообменный аппарат.



Модернизация сепаратора предполагает:

замену существующего узла входа газа на узел входа газа специальной конструкции;

перемещение сепарационной тарелки с элементами ГПР-353 вниз и монтаж на ее месте дополнительной контактно-сепарационной ступени из элементов ГПР-362;

подачу насыщенного раствора ДЭГа через имеющийся штуцер (Ду 20…25 мм) на контактно-сепарационную ступень.

Отвод насыщенного ДЭГа с контактно-сепарационной тарелки осуществляется самотеком через имеющийся штуцер Ш50 мм без применения приборов КИП.

Дальнейшее развитие технологии двухступенчатой осушки газа может идти за счет использования высвобождающегося оборудования цеха осушки.

Сокращение добычи газа на Уренгойском месторождении позволяет принимать весь его объем в одном из технологических цехов осушки УКПГ, после чего компримировать газ в две ступени и осушать в другом цехе УКПГ. К 2005 году высвобождается половина технологических линий осушки на всех УКПГ кроме УКПГ 10 (см. таблицу 2.4).

Как вариант обеспечения необходимых условий осушки и транспорта газа ООО «Газпром Добыча Уренгой» предложена схема с предварительной осушкой газа на двух-трех УКПГ, окончательной осушкой и компримированием на другой УКПГ.

Внедрение двухступенчатой осушки на всех УКПГ Уренгоя сдерживается отсутствием ТЭО оптимального варианта реализации и проектно-сметной документации.

В связи с внедрением процесса двухступенчатой осушки и промышленным освоением ресурсов вторичного ДЭГа актуальной стала проблема накопления солей в ДЭГе. Для очистки ДЭГа от мехпримесей, смол, солей необходимо начать строительство «Блока комплексной очистки гликоля» (черт. ГП 1878), разработанного ДОАО «ЦКБН».

На всех установках регенерации гликоля для нагрева ДЭГа используются парокотельные установки, отработавшие свой нормативный ресурс (20 лет и более). Необходимо выполнить ТЭО перевода их на водогрейный режим для отопления производственных помещений. Для обеспечения теплом технологических процессов регенерации гликоля установить огневые нагреватели. Как варианты предлагаются установить трубчатые печи с жидкофазным нагревом, либо термосифонные огневые регенераторы гликолей конструкции ООО «ВНИИГАЗ» и ДОАО «ЦКБН». Предлагаемая конструкция обеспечивает «мягкий» и равномерный нагрев раствора гликоля, исключающий его разложение. Технико-экономическая целесообразность выбранного направления подтверждается как многолетней промышленной эксплуатацией аналогичных установок на Елшанской СПХГ (ООО Югтрансгаз), месторождениях Денгизкуль-Хаузак (Узбекистан) и Аглен (Болгария), так и результатами опытно-промышленных испытаний регенератора ДЭГа с термосифонами на УКПГ-5 Уренгойского месторождения, проведенными в 2002-2003гг.

На УКПГ - 11,12,13 и 15 после АВО газ дополнительно охлаждается до 4…6 ^оС на станциях охлаждения (СОГ). СОГи оснащены пропановыми холодильными машинами в модульном исполнении и эксплуатируются в теплый период времени года с мая по октябрь.

В настоящее время на всех СОГах в работе находится один модуль (по два модуля на УКПГ 12, 13, 15 и три модуля на УКПГ 11 находятся в резерве). В связи с этим целесообразно рассмотреть варианты использования СОГ:

возможность использования пяти простаивающих модулей СОГ для охлаждения газа перед установками осушки в летний период на других УКПГ;

переобвязка СОГ на УКПГ 11…15 на работу после АВО ДКС I ступени.

Это позволит нормализовать ситуацию с качеством подготовки газа в объеме 100…120 млн.м³/сутки

По-прежнему осталась нерешенной проблема с измерением Ттр осушенного газа. Необходимо отработать методику измерения Ттр, чтобы снять противоречия между результатами замеров различными приборами (Харьков-1М, КОНГ-ПРИМА-2) и устранить конфликты между газодобывающими и газотранспортными предприятиями, связанные с качеством газа.

Следует отметить, что износ основных промышленно-производственных фондов по объектам обустройства Уренгойского месторождения составляет до 90 %. По ДКС и СОГ процент износа в среднем составляет чуть больше 50 %, что обусловлено более поздним их вводом в эксплуатацию. Эти цифры свидетельствуют о необходимости скорейшей реконструкции и модернизации объектов добычи.

2.6 Анализ проблем, связанных с обеспечением эффективной работы системы подготовки углеводородной продукции

Таким образом, наряду с решением задач надежной эксплуатации скважин существует ряд проблем, связанных с обеспечением эффективной работы системы подготовки углеводородной продукции [6, 7, 8]. Как было отмечено выше подготовка газа к транспорту на УНГКМ осуществляется методом НТС (валанжин) и гликолевой осушки (сеноман).

В настоящее время в связи с изменяющимися условиями гликолевой осушки на установках комплексной подготовки газа (падение давления, повышение температуры контакта) становится все более проблематичным достижение требуемых показателей качества газа по ОСТ 51.40 -- 93.

Основные проблемы обеспечения качества газа и пути их решения на УКПГ сеноманской залежи УНГКМ приведены на рисунке 2.14. Главными из них являются:

- высокая температура и низкое давление контакта газ -- ДЭГ;

- в зимнее время -- из-за несовершенства конструкции АВО «сырого газа», в летнее время -- из-за высокой температуры окружающей среды;

- недостаточно эффективная массообменная часть аппаратов осушки газа;

- жесткая схема подготовки газа ДКС --УКПГ --ДКС;

- низкое качество ДЭГ из-за увеличения кратности циркуляции в связи с уменьшением потерь ДЭГ и возврата его с головных компрессорных станций.

Оптимизация параметров осушки с целью понижения температуры контакта газ-ДЭГ и повышения давления контакта достигается внедрением технологии подготовки газа на двух термобарических уровнях и изменением проектной схемы для обеспечения возможности работы УКПГ сеноманской залежи по схемам: УКПГ-ДКС-ДКС, ДКС-ДКС-УКПГ для различных условий эксплуатации.

Одним из наиболее перспективных направлений повышения качества газа является технология обеспечения безгидратного режима работы АВО ДКС первой ступени сжатия с осушкой газа на двух термобарических уровнях. Данная технология в настоящее время проходит испытания на УКПГ-3 и УКПГ-12 УНГКМ. Конечной целью этой технологии является снижение температуры контакта газ-ДЭГ и, как следствие, повышение качества осушки газа. Данная цель достигается более полным использованием возможностей АВО «сырого газа» по охлаждению газа в зимний период времени. Испытания показали, что снижение температуры контакта в МФА достигало 3 -- 5 °С. Это на 10--15 °С ниже достижимой температуры охлаждения газа при работе АВО по проектной схеме.



Рисунок 2.14 - Основные проблемы обеспечения качества газа и пути их решения

В принципе, проблему обеспечения низкой температуры контакта газ -- ДЭГ в летнее время можно решить, используя для охлаждения газа специализированные холодильные установки на входе газа в аппараты осушки.

Наряду с этим для повышения эффективности работы массообменных частей аппаратов осушки газа необходимо провести модернизацию на основе применения регулярной пластинчатой насадки конструкции ЦКБН, которая успешно испытана на УНГКМ. В результате испытаний достигнута температура точки росы минус 25 -- 30 °С при давлении контакта газ --ДЭГ 4 МПа и температуре контакта 15--10 °С, а унос ДЭГа сведен к минимуму. Данная модернизация является, на наш взгляд, наиболее перспективным направлением повышения производительности и эффективности работы МФА. При приеме газа с Таб-Яхинской площади на УКПГ-10 данная модернизация позволит обеспечить плановые отборы с требуемыми показателями качества газа.

Разработка и внедрение эффективных систем ингибирования процесса гидратообразования позволяют, наряду с уменьшением расхода метанола, обеспечить безостановочную работу скважин, шлейфов и УНТС и, как следствие, увеличить добычу углеводородного сырья и улучшить экологическую ситуацию.

Специалистами ООО «Газпром Добыча Уренгой», совместно с ВНИИГаз и ЦКБН, разработаны и применяются энерго- и ресурсосберегающие технологии. В последние годы активно разрабатываются в теоретическом и практическом отношении технологические процессы рециркуляции и отдувки метанола в потоке природного газа. Эти процессы применяются на Уренгойском и Ямбургском месторождениях, а также более чем на 15 установках во всем мире по проектам Французского Института Нефти.

2.7 Основные мероприятия по реконструкции основного технологического оборудования

Анализ фактического состояния и технологического развития объектов добычи Уренгойского НГКМ позволяет рекомендовать для обеспечения проектных объемов добычи и качества промысловой подготовки газа выполнение следующих работ по реконструкции и техническому перевооружению объектов основного производства:

УКПГ сеноманского газа

1. Внедрить технологию плунжерного лифта для выноса жидкости с забоя скважин с целью предотвращения самоглушения, простоя и периодических продувок скважин на факел.

2. Завершить модернизацию абсорберов ГП 365 регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО «ЦКБН».

3. Определить оптимальное количество реконструируемых технологических линий и выполнить реконструкцию абсорберов ГП 502 регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО «ЦКБН».

4. Выполнить модернизацию десорберов установок регенерации гликоля регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО «ЦКБН».

5. Перевести все УКПГ на двухступенчатую осушку, для чего выполнить ТЭС вариантов реализации этой технологии:

использование в качестве первой ступени осушки высвобождающегося цеха осушки УКПГ;

использование в качестве первой ступени осушки высвобождающихся технологических линий ЦОГ с реконструкцией первичного сепаратора в массообменный аппарат;

разделение УКПГ по ступеням осушки с предварительной осушкой газа на двух-трех УКПГ, компримированием и окончательной осушкой на другой УКПГ.

6. Выполнить переобвязку СОГ на УКПГ 11, 12, 13, 15 подключением их перед установками осушки с целью снижения температуры осушки в летний период.

7. Выполнить ТЭО использования простаивающих модулей СОГ для охлаждения газа в летнее время перед установками осушки.

8. Выполнить модернизацию АВО сырого газа ДКС I ступени сжатия на всех УКПГ установкой автоматических регуляторов скорости вращения электропривода вентиляторов для снижения температуры осушки в зимний период.

9. Построить централизованную установку дистилляционной очистки ДЭГа.

10. Перевести установки регенерации ДЭГа с парового на огневой нагрев в нагревателях с термосифонами или трубчатых печах с жидкофазным нагревом в связи с выработкой ресурса котельных.

В заключение необходимо отметить, что для повышения эффективности добычи и подготовки углеводородов на Уренгойском месторождении требуется продолжить совместную работу с отраслевыми институтами по следующим направлениям:

1. Поддержание действующего эксплуатационного фонда скважин путем внедрения новых технологий механизированной добычи углеводородов.

2. Автоматизация технологических процессов добычи, подготовки и компримирования углеводородного сырья.

3. Разработка гибких технологических схем подключения ДКС.

4. Разработка и внедрение технологий глушения и освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и методов интенсифика- ции притоков пластовых флюидов.

5. Разработка и совершенствование методов исследования скважин на поздней стадии разработки месторождения.

6. Переработка ОСТ 51.40-93 и ГОСТ 20060-83 с учетом сложившихся условий эксплуатации месторождений.

На основании промыслового опыта УНГКМ рекомендуются к внедрению на месторождениях ООО «Газпром Добыча Уренгой» следующие разработки:

- рециркуляционные и отдувочные технологии ингибирования гидратообразования;

- гликолевая осушка газа на двух термобарических уровнях;

- модернизация аппаратов осушки и десорберов газа регулярной насадкой конструкции ЦКБН;

- системы бескомпрессорного газлифта и плунжерлифта;

- комбинированный метод щелочно-кислотной обработки для интенсификации притока пластового флюида скважин после длительного простоя;

- методы исследования скважин и эффективности работы промыслового оборудования с применением приборов серии АМТ, РТП, «ИК-ПОТОК», « Конг-Прима».



3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Характеристика проектных решений

Подготовка газа сеноманской залежи осуществляется на 15 УКПГ, имеющих принципиально одинаковые технологические схемы. Сырой пластовый газ собирается в общий коллектор и поступает в цех очистки газа, далее на ДКС 1 ступени для поддержания рабочих параметров и затем на установку абсорбционной осушки, где в качестве абсорбента используется ДЭГ.

На УКПГ смонтированы три типа абсорберов разработки ДОАО «ЦКБН» (ГП 252, ГП 365, ГП 502). В зависимости от типа абсорбера выполнена компоновка технологического оборудования.

На УКПГ 1…4 после ДКС I ступени последовательно установлены сепаратор, абсорбер и фильтр-сепаратор. На УКПГ 5…10 взамен трех последовательно установленных аппаратов используется один многофункциональный аппарат ГП 365. На УКПГ 1АС, 11…15 последовательно установлены сепаратор очистки и МФА ГП 502. Отдельный сепаратор на выходе газа из абсорбера отсутствует.