Размещено на http://www.allbest.ru/

14

Курсовая работа

по дисциплине: “Сбор и подготовка продуктов газа и газового конденсата”

Тема: Технологические процессы промысловой обработки природных газов Валанжинских залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях

Содержание

Введение 3

1. Низкотемпературные процессы обработки природных газов 5

2. Общая характеристика низкотемпературных процессов промысловой обработки газа 7

3. Технологические процессы промысловой обработки природных газов Валанжинских залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях 14

Список используемой литературы 28

Введение

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г.

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове) Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями, связанными с наличием мощной толщи многолетнемерзлых с поверхности пород.

Месторождение представляет собой комплекс многопластовых залежей, продуктивные горизонты которых приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170х50 км, этаж газоносности 220 м, общая площадь газоносности -- 4655 км², залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь -- пластово-массивного типа, водоплавающая.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчано-алевритовыми, глинисто - алевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости, 30 %, среднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм² (680 мДарси) и 0,54 0,69 мкм² (540 690 мДарси) по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 %.

По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99 % из метана.

Уренгойское месторождение административно расположено в Пуровском и Надымском районах Ямало-Ненецкого автономного округа. (Уренгойская, Ен-Яхинская, Табьяхинская, часть Песцовой площади -- Пуровский район. Западная часть Песцовой площади -- Надымский район.)

Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Средне зимняя температура составляет -17⁰С. Самые холодные месяцы года -- декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают -50-55⁰С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период -- с середины июня до середины сентября. Самый тёплый месяц июль. Его средняя температура колеблется от +6 до +15⁰С, а максимальная может достигать +40⁰С.

Средне годовая температура района -7.5-8.5⁰С. Амплитуда колебаний температуры между наиболее холодными и тёплыми месяцами составляет 80⁰С.

1. НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ ПРОЦЕССЫ ОБРАБОТКИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Низкотемпературные технологические процессы применяются главным образом для обработки природных газов газоконденсатных месторождений с целью одновременной осушки и извлечения целевых компонентов -- тяжелых углеводородов и инертных газов при наличии их заметных количеств. Если же в природном газе содержатся диоксид углерода и сероводород, то наиболее распространенный вариант удаления этих неуглеводородных компонентов -- абсорбционные методы очистки физическими поглотителями, хотя для удаления кислых компонентов также разработан ряд низкотемпературных процессов В то же время метод извлечения компонентов С5+в из конденсатсодержащего газа посредством использования физических поглотителей (с последующей десорбцией углеводородов при регенерации абсорбента) без одновременного применения низкотемпературных процессов сейчас вообще не используется в практике промысловой и заводской обработки газа. Следует, однако, отметить, что во ВНИИГазе еще в 70 --80-е годы была разработана абсорбционная технология извлечения тяжелых углеводородов при положительных температурах (не востребованная газопромысловой практикой), область потенциального применения которой -- природные газы с малым конденсатным фактором.

Важнейшая отличительная особенность природных газоконденсатных систем северных месторождений -- наличие большого количества залежей со значительным содержанием этана (до 6 -- 7 об. %). Наличие такой уникальной сырьевой базы позволяет ставить вопросы развития газохимии в северных регионах России, поскольку современные технологии синтетических материалов основаны главным образом на переработке этана. Методы извлечения этана основаны на использовании низкотемпературных процессов (конденсации и ректификации).

Изменения в составе пластового. газа газоконденсатного месторождения в процессе разработки продуктивных горизонтов иллюстрируются на примере Заполярного месторождения в варианте разработки на истощение (табл. 1). Из рассмотрения прогнозных данных наглядно видно, что состав пластового газа по легким компонентам (метан-бутаны, азот, диоксид углерода) практически не меняется в процессе разработки залежи, тогда как количество тяжелых компонентов (С5+в) уменьшается в полтора раза только за первые десять лет с начала разработки (а в дальнейшем их удельное количество продолжает уменьшаться более быстрыми темпами).

Хорошо известно, что увеличить степень извлечения тяжелых углеводородов можно при использовании методов разработки месторождений с поддержанием пластового давления (сайклинг-процессы). Такой метод разработки газоконденсатных залежей представляется экономически целесообразным при конденсатном факторе, превышающем 200 г/м3. Как показано специалистами ВНИИГаза, применение схем разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления повышает конденсатоотдачу пластов до уровня 85 -- 90%. Разумеется, технологии добычи природного газа с рециркуляцией сухого газа должны рационально сочетаться с технологиями обработки газоконденсатных смесей. Однако сайклинг-процессы в условиях северных месторождений России до сих пор не применялись, хотя соответствующие проекты предлагались и продолжают предлагаться к внедрению. В качестве примеров можно привести Северо-Уренгойское, Ен-Яхинское, Песцовое и уже упомянутое Заполярное месторождения, для которых предложен ряд эффективных схем сайклинг-процесса.

Таблица 1. Динамика изменения состава пластового газа ( мол. %) Заполярного месторождения (валанжинская залежь)

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ГАЗА

Генеральным направлением в проектировании низкотемпературных установок для промысловой обработки конденсатосодержащих газов на период после 2000 г. может стать разработка промысловых процессов с более низкими температурными уровнями и, кроме того, отличающихся повышенной технологической гибкостью. Под гибкостью мы здесь понимаем возможности использования технологии при варьировании в широком диапазоне входных параметров (температура, давление, состав) обрабатываемого углеводородного сырья, а также выделения тех или иных целевых продуктов в объемах, зависящих от их текущего спроса. Необходим более дифференцированный подход к технологическим процессам на вновь обустраиваемых месторождениях, учитывающий не только специфику эксплуатационных объектов, но и долговременные тенденции по рынкам сбыта продукции газовой промышленности.

В настоящее время основным низкотемпературным процессом промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений России все еще остается процесс низкотемпературной сепарации с охлаждением газа за счет использования избыточного давления на входе в установку. Охлаждение газа осуществляется посредством его дросселирования, т.е. используется эффект Джоуля -- Томсона. Процесс дросселирования является изоэнтальпийным и при характерных термобарических условиях функционирования промысловых установок для газоконденсатных залежей северных месторождений приводит к значительному снижению температуры обрабатываемого газа (в диапазоне 3 -- 4,5 градуса на 1 МПа, причем величина дифференциального дроссель-эффекта зависит от состава газоконденсатной смеси и возрастает с понижением температуры газа до дросселя). Таким образом, метод НТС по своей основной идее основан на конденсации гомологов метана из природного газа, обычно при температуре от (--10) до ( -- 30)°С, и последующем разделении жидкой и газовой фаз, находящихся в состоянии, достаточно близком к термодинамическому равновесию.

За рубежом метод НТС впервые был апробирован в США для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождений (первая промышленная установка пущена в эксплуатацию в 1950г.). Теоретические проработки рассматриваемой технологии начаты во ВНИИГазе уже в 1953 г. Процесс НТС в отечественной практике впервые реализован на промыслах Краснодарского края (первая установка НТС пущена в эксплуатацию на Ленинградском газоконденсатном месторождении в 1959г.). В то время, не имея собственного опыта проектирования, строительства и эксплуатации установок НТС, приходилось буквально на ходу вносить различные, порой существенные, поправки и изменения в проектную технологию. Последующее внедрение установок НТС на Шебе-линском месторождении и других месторождениях Украинской республики также сопровождалось преодолением значительных организационно-технических и технологических трудностей. Затем процесс НТС был успешно реализован на месторождениях Средней Азии, Оренбургском и Ка-рачаганакском ГКМ. Анализ работы первых отечественных установок низкотемпературной сепарации представлен в ряде обобщающих работ, опубликованных уже в 60-е годы.

В северных условиях технология НТС впервые в России была применена на уникальнейшем Вуктыльском газоконденсатном месторождении, потенциальное содержание конденсата в котором доходило до 400 г/м3. Аналогичная технология была разработана и реализована в восьмидесятых годах при подготовке проектов обустройства гигантских северных месторождений -- Уренгойского и Ямбургского (УКПГ валанжинских залежей).

Простейший вариант технологии НТС представлен на рис. 8.1 (здесь приведена только принципиальная схема без каких-либо деталей). Сырой газ со скважин поступает на первую ступень сепарации во входной сепаратор 1, где от газа отделяется водная фаза и нестабильный углеводородный конденсат, выпавшие в стволах скважин и газосборных сетях. Далее отсепарированый газ поступает в теплообменник 2 типа "газ --газ" для рекуперации холода сдросселированного газа, где охлаждается на 10-- 15 °С и более. Охлажденный газ из теплообменника подают на расширительное устройство 3, после которого его температура вследствие эффекта Джоуля -- Томсона понижается от (-10) до ( - 30) °С.

Рис. 1 Схема установки НТС продукции газоконденсатных скважин

1,4- сепараторы; 2, 5 -- теплообменники; 3 -- штуцер (дроссель); б -- насос; 7 -- установка регенерации гликоля; 8 - фильтр; 9 - трехфазный разделитель; 1 - сырой газ; 11 - сухой газ; III -- конденсат газовый и вода; IV -- конденсат газовый и насыщенный гликоль; V -- конденсат газовый; VI - гликоль насыщенный; VII -- гликоль регенерированный

После дроссельного устройства 3 обрабатываемый газ вместе со сконденсировавшейся жидкой фазой поступает в низкотемпературный сепаратор 4, где от него отделяется жидкая фаза (водная и углеводородная), а очищенный от влаги и тяжелых углеводородов (С5+в) холодный газ проходит рекуперативный теплообменник 2 в противотоке с "сырым" газом и далее поступает в газопровод в качестве товарного продукта. Теплообменник 2 по потоку холодного осушенного газа в начальный период эксплуатации может частично байпассироваться (при наличии избыточного давления на входе в установку). Эффективность охлаждения газа посредством использования процесса изоэнталышйного расширения газа с рекуперацией холода может достигать 10--12 "С на 1 МПа свободного перепада.

Расчеты показывают что в теплообменнике, дросселе и низкотемпературном сепараторе термобарические параметры природного газа отвечают области стабильности газовых гидратов кубической структуры II. Для предотвращения образования гидратов используются ингибиторы гидратообразования (первоначально на южных установках НТС применялись гликоли, однако в северных условиях более удобным ингибитором оказался метанол, тогда как другие составы ингибиторов используются достаточно редко). Впрыск ингибитора гидратообразования предусматривается как перед теплообменником 2, так и перед дросселем в объеме, необходимом для предупреждения гидратов с тем, чтобы обеспечить безгидратный режим эксплуатации технологического оборудования. При повышенном содержании парафинов в газе для предотвращения их отложения в теплообменнике и низкотемпературном сепараторе находят применение комплексные.ингибиторы, предупреждающие как образование гидратов, так и отложение парафинов. В случае коррозии оборудования в ингибитор вводят и антикоррозийные реагенты (ингибитор гидратообразования, таким образом, является носителем ингибитора коррозии).

Водная фаза (т.е. водный раствор ингибитора) и углеводородный конденсат, выделившиеся в сепараторе 4, поступают в разделитель 9, где углеводородный конденсат частично дегазируется. Далее конденсат направляют на установку его стабилизации (в простейшем случае это может быть вы-ветриватель), наконец, дебутанизированный конденсат поступает на отдельную газофракционирующую установку (с целью получения дизтоплива, бензина газоконденсатного, пропеллентов, хладагентов и других целевых продуктов). Стабилизацию и газофракционирование конденсата проводят в заводских условиях. Газы дегазации низкого давления могут быть использованы на внутренние нужды, а избыток их первоначально зачастую сжигался. Отработанный водный раствор ингибитора гидратообразования (насыщенный гликоль или водный раствор метанола) направляется на соответствующую установку регенерации.

В настоящее время эжектор газ -- газ -- традиционный аппарат установки НТС. Принципиальная схема установки НТС с эжектором в варианте трехступенчатой сепарации показана на рис.2. Технология НТС с эжектором впервые реализована на Вуктыльском газо-конденсатном месторождении.

В связи с падением пластового давления в ходе эксплуатации месторождения простая технология НТС, соответствующая технологической схеме на рис.1, даже с некоторыми указанными выше усовершенствованиями, позволяет проводить качественную подготовку газа к дальнему транспорту и обеспечивает извлечение целевых компонентов (С5+в и отчасти С3 --С4) на приемлемом уровне только первые 10--12лет эксплуатации месторождения, причем в крайне редких случаях имеет смысл рассчитывать на несколько больший срок.

Принципиальная технологическая схема установки НТС с турбодетандером и компрессором показана на рис.3. Следует отметить одну характерную особенность применения турбодетандера в схеме НТС: сепарация газа оказывается как минимум трехступенчатой (ср. рис. 1 и рис.3), поскольку перед детандером обязательно устанавливают сепаратор (имеются жесткие ограничения на допустимое количество капельной жидкости в газе, поступающей на детандер). Промышленное использование турбодетандеров при обработке природного газа началось в США уже в 1964г. (температурный уровень - (-93) °С). Отечественные опытно-промышленные образцы турбодетандеров, предназначенные для установок промысловой подготовки газа, проходили испытания на Шебелинском и Вуктыльском месторождениях еще в 70-х годах и впоследствии были включены в проектные технологические схемы на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.

Особо подчеркнем, что многие перспективные решения, разрабатываемые в последние годы во ВНИИГазе совместно с проектными институтами ВНИПИГаздобыча и ЮжНИИГипрогаз по совершенствованию технологии обработки газа в промысловых условиях как на вновь вводимых месторождениях, так и при модернизациях и реконструкциях промысловых установок на действующих месторождениях основываются именно на активном использовании турбодетандер-компрессорных технологий. Недостаток, и весьма существенный, подобных технологий -- низкая эксплуатационная надежность высокоскоростного детандерного агрегата, особенно с учетом специфики северных месторождений и квалификации обслужи вающего персонала.

Многолетние работы в этом направлении, проводимые в бывшем СССР, к сожалению, не привели к удовлетворительным результатам именно с точки зрения надежности эксплуатации турбодетандеров. В настоящее время в стадии испытаний находятся отечественные турбодетандеры на магнитной подвеске (с использованием электромагнитных подшипников). Судя по зарубежному опыту, такое техническое решение значительно повышает эксплуатационную надежность детандеров и продлевает срок их службы.

Помимо замены дросселирующего устройства на турбодетандер в технологии НТС (как показано на рис.4), имеется целый ряд других вариантов применения детандерных технологий в системах промысловой обработки газа. Так, целесообразно применение турбокомпрессорных агрегатов и при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления (для этого случая во ВНИИГазе разработаны технологические схемы с двумя детандерными агрегатами, работающими по принципу так называемого "холодного дожатия" ). Детандер может быть включен и в "голове" технологического процесса после ДКС и АВО газа (такой вариант применен на валанжинской УКПГ Ямбургского месторождения).

газ пластовый месторождение ямбургский

3. Технологические процессы промысловой обработки природных газов Валанжинских залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях

Низкотемпературные технологические процессы промысловой обработки конденсатосодержащих газов валанжинских залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений осуществляются по модифицированным схемам НТС и НТА на температурном уровне (-25) - (- 30) °С. Дадим краткий анализ технологических проблем эксплуатации установок подготовки конденсатосодержащих газов, отмечая основные особенности, достоинства и недостатки проектных решений, а также пути решения возникающих технологических проблем.

В настоящее время на Уренгойском ГКМ действуют четыре валанжинские УКПГ (1В, 2В, 5В и 8В). Генеральным проектировщиком является институт ВНИПИГаздобыча (г. Саратов). Проектная технологическая схема подготовки газа на Уренгойском промысле представлена на рис.1 (для отдельной технологической линии, причем таких практически идентичных линий может быть до восьми).

Это классическая трехступенчатая технология НТС с двумя теплообменниками типа газ --газ, входным, промежуточным и низкотемпературным сепараторами, дросселированием газа на регулируемом штуцере и ингибированием метанолом (основные точки ввода концентрированного метанола располагаются перед теплообменниками Т-1 и Т-2, имеется и ряд дополнительных точек - в здании переключающей арматуры перед входом на установку, перед теплообменником Т-3, а также на кустах скважин). Перед низкотемпературным сепаратором предусмотрен впрыск части нестабильного конденсата (-30 %) с первых ступеней сепарации. Перед подачей нестабильный конденсат охлаждается в теплообменнике Т-3 типа конденсат - конденсат.

Как показал опыт начального периода эксплуатации установок НТС на Уренгойском ГКМ, при проектном режиме была достигнута довольно высокая эффективность обработки газа. При свободных перепадах давления 5-5,5 МПа температура газа в низкотемпературном сепараторе была близка к -30°С. Из природного газа извлекалось до 96 --97 мае. % тяжелых углеводородов, а точка росы газа по влаге находилась в пределах (-25)-(-27) °С. В газе сепарации остаточное содержание тяжелых углеводородов составляло ~5-7г/м3, причем механический унос нестабильного конденсата из концевого сепаратора первоначально не превышал 2 г/м3 (а впоследствии он был значительно уменьшен). Среднее дополнительное извлечение фракции С2+в составило 12-15 г/м3.

При снижении входного давления в проекте предполагалась замена регулируемого штуцера на детандер-компрессорный агрегат с целью поддержания температуры сепарации на уровне (-25) - (- 30) °С (детандер-компрессорные агрегаты испытывались, но, не показали требуемой надежности в работе). Начальное давление на входе в УКПГ предусматривалось на уровне 12,5--13МПа, давление в низкотемпературном сепараторе -7,7 МПа с тем, чтобы обеспечить номинальное давление в газопроводе 7,4-7,5МПа. Свободный перепад давления составлял более 5 МПа. Входная температура на установках в начальный период эксплуатации (1985-1987г.) варьировалась от 25 °С (УКПГ 2В) до 38-40°С (УКПГ 1В). Это означает, что в "среднем" имеет место безгидратный режим потока газа на входе в УКПГ (однако отдельные шлейфы работали в гидратном режиме с самого начала эксплуатации установок НТС, особенно в зимнее время года). Поэтому основной расход метанола приходился на технологический процесс НТС. В начальный период имелся и значительный запас по эффективности теплообменного оборудования: для предварительного охлаждения газа фактически мог использоваться только один теплообменник (например, Т-2), а промежуточная ступень сепарации (сепаратор С-4) фактически не выполняла своей функции. Далее входная температура на УКПГ постепенно снижалась и продолжает снижаться в настоящее время. Входное давление также снижалось, но в целом термобарические параметры газового потока приближались к области термодинамической стабильности газогидратов, и это практически означало увеличение числа шлейфов, работающих в гидратном режиме, и соответственно увеличение расхода метанола на ингибирование системы сбора газа. При входном давлении ниже 10--10,5 МПа свободный перепад на установке НТС оказывается недостаточным для поддержания температуры сепарации на уровне -25 °С. Для сохранения температуры сепарации на требуемом уровне имеется возможность снизить давление сепарации до ~6 МПа (с использованием резерва ДКС сеноманских УКПГ Уренгойского месторождения). При снижении входного давления до ~9,5 МПа целесообразно подключать ДКС в "голове" технологического процесса (согласно проекту обустройства ДКС и АВО газа подключаются между сепаратором С-1 и теплообменником Т-1, см. рис.1). Фактически острая необходимость в подключении ДКС на сегодняшний момент возникает только на УКПГ 2В -- самой первой введенной в действие валанжинской УНТС.

На УКПГ 8В имеется опытная технологическая линия, предусматривающая обработку газа по технологии ПНТА (рис.2). Пуск опытной технологической линии низкотемпературной абсорбции был осуществлен в июне 1994 г. Сравнение рис.2с рис.1 показывает, что низкотемпературный сепаратор в технологии ПНТА заменяется на абсорбер-сепаратор А-1, причем в аппарате А-1 может использоваться разное количество тарелок (до 10). Эффективность тарелки оценивается в -50 %, так что можно говорить как максимум о 5 теоретических ступенях контакта. Температурный уровень низкотемпературной абсорбции - (-25) °С. На орошение подается частично разгазированный конденсат с первой ступени сепарации (из разделителя Р-1), причем количество подаваемого конденсата может варьироваться. Для нас представляют интерес основные выводы, полученные в результате опытной эксплуатации технологической линии ПНТА, которые целесообразно учитывать при последующем проектировании установок этого типа.

* Степень извлечения углеводородов С6+в остается практически неизменной и фактически не зависящей от количества подаваемого орошения в абсорбер-сепаратор А-1, так что работа по схеме ПНТА целесообразна, если ставится вопрос о дополнительном извлечении пропан-бутановой фракции и отчасти пентанов.

* Для извлечения пропан-бутановой фракции наиболее эффективным оказывается режим абсорбции с пятью теоретическими ступенями контакта с подачей орошения на самую верхнюю тарелку абсорбера-сепаратора в количестве 90--100% от потока частично разгазированного конденсата, выходящего из разделителя 1-й ступени, тогда как для практически полного извлечения пентанов достаточно использовать режим с тремя теоретическими ступенями контакта.

Анализируя промысловый опыт эксплуатации УКПГ валанжинских залежей Уренгойского месторождения, следует выделить основные недостатки проектной технологии, которые приходилось устранять в процессе их работы (многие из них вполне могли быть устранены еще на стадии технологического проектирования).

1. Не везде было предусмотрено регулируемое байпассирование теплообменников (по потоку сухого газа). Наличие регулируемого байпассиро-вания позволяет не только стабильно поддерживать температуру сепарации, но и уменьшать расход метанола посредством варьирования температурного режима теплообменников Т-1 и Т-2 (экономия метанола при традиционной технологии его использования составляет до 200 г/1000м3 газа), а также определять фактические коэффициенты теплопередачи в теплообменниках, характеризующие качество работы теплообменного оборудования.

2. Принятая схема распределения газожидкостных потоков по технологическим линиям на УКПГ 2В привела к сильной неравномерности распределения жидкой фазы во входных сепараторах. Эта проблема частично решена на УКПГ 2В использованием специального раздаточного коллектора. На других УКПГ принята схема кольцевого коллектора вокруг установки, что в значительной степени уменьшило остроту проблемы неравномерности распределения жидкой фазы.

3. Не везде были правильно выбраны точки ввода и технология ввода метанола в теплообменники (например, промысловый опыт свидетельствует, что целесообразно предусматривать две точки ввода метанола через форсунки: в поток газа до теплообменника на некотором оптимальном расстоянии от него и в трубный пучок теплообменника с подбором оптимального конуса распыления, чтобы охватить все теплообменные трубки). Из-за несоблюдения технологии ввода метанола в начальный период эксплуатации имели место существенно завышенные расходы метанола в пусковые периоды (особенно это замечание относится к УКПГ 2В). Следует подчеркнуть, что анализ метанольных проблем на Уренгойском промысле, начиная с момента пуска первой УКПГ 2В в январе 1985 г., как раз и позволил помимо некоторых конструктивных недостатков выявить и принципиальные дефекты проектной схемы ингибирования метанолом УНТС. Это, собственно, и привело к разработке новых низкотемпературных процессов обработки газа.

4. Отсутствовало решение проблемы утилизации отработанных водных растворов метанола (на момент ввода установок НТС в эксплуатацию не была построена запроектированная централизованная установка регенерации метанола, а впоследствии необходимость в ее сооружении полностью отпала из-за разработки и внедрения рециркуляционных технологий ингибирования установок метанолом, а также с вводом в эксплуатацию локальной установки регенерации метанола на УКПГ 1В, при сооружении которой активно использовалось имеющееся запасное оборудование регенерации ДЭГа). Для реализации технологий рециркуляции метанола и возможности его регенерации непосредственно на УКПГ была изменена технологическая схема сбора метанольной воды с переобвязкой трехфазных разделителей (осуществлен раздельный сбор метанольной воды с разных ступеней сепарации).

5. Отсутствовало решение проблемы газов дегазации на УКПГ (эта проблема была решена включением на отдельных технологических линиях эжекторов типа газ --газ). Одновременно при этом в какой-то мере была решена проблема однофазного транспорта нестабильного конденсата на Уренгойский завод по подготовке конденсата.

6. Недостаточной оказалась эффективность разделения жидких фаз в трехфазных разделителях: водной (водометанольной) фазы и нестабильного конденсата. Это привело к необходимости предупреждения гидратооб-разования в конденсатопроводах нестабильного конденсата (что вообще не было предусмотрено проектом). В связи с этим Уренгойгазпромом и ВНИИГазом были предложены новые варианты ингибирования конден-сатопроводов водометанольным раствором из низкотемпературных сепараторов.

7. Не везде были теплоизолированы шлейфы скважин (впоследствии это способствовало увеличению расхода метанола на ингибирование шлейфов). Здесь нужно сказать, что в целом система сбора газа валанжинских залежей реализована не оптимальным образом. Система сбора должна быть спроектирована с учетом минимизации технологических проблем эксплуатации промысловых газопроводов при постепенном уменьшении производительности кустов скважин.

8. В должной мере не решены вопросы автоматического регулирования расхода метанола (в связи с этим Уренгойгазпромом и ВНИИГазом были предложены принципиальные пути решения этой задачи, уже частично реализованные).

9. В ряде случаев наблюдались повышенные уносы нестабильного конденсата из концевых низкотемпературных сепараторов. Эти проблемы решались путем модернизации верхних секций сепараторов С-2 силами Уренгойгазпрома при участии ЦКБН.

Эти и многие другие вопросы прорабатывались и оперативно решались специалистами Уренгойгазпрома (с привлечением сотрудников ВНИПИГаздобычи, ВНИИГаза, ЦКБН, ТюменНИИГипрогаза и ряда других организаций) уже в процессе эксплуатации валанжинских УКПГ. При этом был накоплен обширный и, можно сказать, уникальный опыт эксплуатации установок низкотемпературной сепарации, анализ и обобщение которого позволяет в перспективе поднять проектирование УКПГ северных месторождений на существенно более высокий технологический уровень.

Перейдем к обсуждению особенностей эксплуатации установок подготовки газа валанжинских залежей на Ямбургском ГКМ.

На Ямбургском промысле разработка валанжинских залежей началась в 1991 г. с вводом в эксплуатацию УКПГ 1В. При расширении добычи газа из валанжинских залежей согласно проекту последовательно вводятся УППГ-3 и УППГ-2, на которых не предусмотрен полный цикл промысловой обработки газа (только предварительная сепарация). Генеральный проектировщик валанжинских УКПГ -- ЮжНИИГипрогаз. Полный же цикл низкотемпературной обработки газа осуществляется на УКПГ 1В расширением последней. Технологическая схема подготовки газа УКПГ 1В довольно своеобразна. Имеются три технологические нитки по так называемой коллекторной схеме: после каждого технологического аппарата потоки газа объединяются, а затем снова расходятся по аппаратам, т.е. технологические нитки представляют собой нечто вроде трех сиамских близнецов, -такой подход был обусловлен блочно-комплектной поставкой и монтажом блоков высокой степени -заводской готовности, доставляемых речным путем на Ямбургский промысел. Это техническое решение позволило существенно сэкономить на капитальных вложениях, но одновременно привело и к ряду неудобств при эксплуатации установки.

На рис.3 представлена принципиальная технологическая схема промысловой подготовки газа Ямбургского месторождения на пусковой период (1991 г.). Интересные особенности технологии -- гликолевая осушка газа в "голове" технологического процесса (абсорбер А-1) и низкотемпературная абсорбция на уровне -25 °С в абсорбере А-2. Имеется возможность работы установки как в варианте НТА, так и в варианте НТС. Предусматривались также азеотропная регенерация ДЭГа и регенерация метанола методом ректификации, т.е. в состав УКПГ включены две самостоятельные установки регенерации. В технологии предполагалась предварительная осушка газа в абсорбере А-1 до такого уровня, чтобы обеспечить безгидратный режим работы теплообменника Т-1, промежуточного сепаратора С-3 и абсорбера А-2. Однако гликолевая осушка не решает полностью проблему безгидратного режима абсорбера А-2, поскольку необходимо осушать или ингибировать нестабильный конденсат, используемый как абсорбент и поступающий в абсорбер А-2 из разделителя Р-1 через теплообменник конденсат -- конденсат (на принципиальной схеме этот теплообменник не показан). В этой связи в технологической схеме предусмотрен ввод метанола в поток нестабильного конденсата, подаваемого в А-2. Технология НТА на температурном уровне -25 °С по теоретическим оценкам по сравнению с технологией НТС позволяет дополнительно извлечь на 2-7% больше тяжелых углеводородов, а фракции пропан-бутанов - на 10-15%. Промысловые испытания в пусковой период привели к следующим фактическим удельным выходам конденсата в А-2: 170,4 г/см3 для схемы НТС и 185,9 г/см3 для схемы НТА. После периода опытно-промышленной эксплуатации установки были пущены в эксплуатацию детандер-компрессорные агрегаты, установленные между абсорберами А-1 и АВО-1, а также дополнительно включены в схему двухступенчатые эжекторы. Особенность подключения детандер-компрессорных агрегатов: вначале осуществляется компримирование потока сырого газа, затем охлаждение его в АВО-1, теплообменнике и только после этого расширение газа на детандере. В дальнейшем, по мере снижения пластового давления, предусматривается подключение двух ступеней ДКС как в "голове" технологии (после сепаратора С-1), так и после установки НТА.

Отметим основные недостатки проектной технологической схемы установки НТА Ямбургского месторождения.

1. Оказалось недостаточно эффективным теплообменное оборудование (причина -- неэффективность использованных новых технических решений по интенсификации теплообмена в теплообменниках газ-газ при наличии в газе конденсата, причем проблема усугубилась из-за наличия серьезных заводских дефектов изготовления теплообменников).

2. Не вполне корректно рассчитана глубина гликолевой осушки газа в абсорбере А-1, поскольку не предусматривалась возможность выделения в низкотемпературной части установки твердой газогидратной фазы непосредственно из осушенного газа. Учет этого обстоятельства приводит к усилению требований по глубине осушки газа (необходимо дополнительное снижение точки росы газа по влаге на 5-7°С). Не учитывалась возможность и другого технологического осложнения - выделения в абсорбере А-2 твердой фазы гликоля, уносимого в капельном виде из абсорбера А-1. Таким образом, даже при работе этой установки по классической технологии НТС оказалось необходимым вносить определенные коррективы в проектные режимы ее эксплуатации.

3. Для обеспечения безгидратного режима работы абсорбера А-2 в режиме НТА предусмотрена подача метанола в линию подачи конденсата, причем фактически имел место очень большой его удельный расход от 1,4 до 1,8 кг/1000 м3, что сравнимо с удельным расходом метанола при ингиби-ровании установки вообще без какой-либо предварительной осушки газа в абсорбере А-1. Таким образом, технология обработки газа фактически оказалась существенно двухреагентной, что в должной мере не было учтено проектировщиками. Причем на этот момент обращали внимание специалисты ВНИИГаза еще в 1990 г. до пуска установки в эксплуатацию.

4. Не были предусмотрены эжекторы в рамках проектной технологии. Впоследствии в технологическую схему были включены эжекторы и организована параллельная их работа с детандер-компрессорным агрегатом.

Следовательно, разработанная технологическая схема для Ямбургского ГКМ потребовала весьма существенной доводки в процессе эксплуатации установки НТА. Главное же изменение схемы состоит в целесообразности отказа от двухреагентной технологии. Здесь может быть принципиально предложено два варианта: либо перевод установки на работу только с гликолем (причем возможен дополнительный переход с ДЭГа на ЭГ), либо работа установки только на метаноле.

Модификация технологии по первому варианту включает осушку газа этиленгликолем на двух температурных уровнях с его рециркуляцией между сепаратором С-3 и абсорбером А-1 ( техническое решение с аналогичными двухступенчатыми технологическими схемами осушки тощих газов). В этом варианте требуется определенная переобвязка оборудования с тем, чтобы обеспечить не только гликолевую осушку газа, но и осушку нестабильного конденсата (речь идет о конденсате, поступающем в абсорбер А-2).

Во втором варианте осуществляется перевод установки на метанол с рециркуляцией его в соответствии с патентом РФ 1350447, причем здесь абсорбер А-1 используется по новому назначению -- для десорбции метанола из его водного раствора. Данный вариант был предложен в 1990г. специалистами ВНИИГаза еще при монтаже оборудования на УКПГ 1В~ и впоследствии он и был принят к реализации.

Ретроспективно анализируя накопленный опыт эксплуатации установок промысловой обработки газа валанжинских залежей на Ямбургском и Уренгойском ГКМ, можно выделить следующие узловые моменты, которые целесообразно учитывать при модернизациях и реконструкциях подобных установок, а также принимать во внимание при последующем проектировании систем обустройства новых северных месторождений. Здесь же надо отметить, что некоторые из перечисленных ниже решений и предложений уже учитываются при проектировании современных низкотемпературных установок промысловой подготовки газа.

1. Каждая технологическая линия УКПГ должна быть самостоятельной (так называемая коллекторная схема технологических ниток представляется неприемлемой). Должна иметься возможность отключения любого аппарата путем использования байпасных линий. При этом необходимо предусматривать возможности переобвязки системы распределения пришедшего с кустов скважин газа с целью обработки в перспективе разных групп кустов на разных технологических линиях. Этот момент может показаться не особенно актуальным на начальный период эксплуатации, но при падении пластового давления и отсутствии своевременного ввода ДКС (что, как правило, имеет место) такая технологическая возможность позволяет оптимизировать работу системы сбора газа: речь идет и о так называемых "слабых", и о "водопроявляющих" шлейфах кустов скважин. Это позволяет сократить расход метанола и избежать технологических осложнений при работе систем промыслового сбора.

2. Целесообразно кардинально решить проблему газов дегазации низкого давления, например, предусматривая в проекте обустройства монтаж эжекторов на некоторых технологических линиях вместо дросселирующего устройства. Имеет определенный смысл проектировать как дроссельный, так и турбокомпрессорный вариант работы низкотемпературных установок. В ряде случаев оправданными представляются технологические схемы с параллельной работой эжекторов и турбодетандеров. Должны быть предусмотрены возможности развития технологии и дополнения ее при необходимости блоками абсорбции и ректификации.

3. На стадии проектирования следует особое внимание уделять разработке оптимальных схем ингибирования низкотемпературных установок летучими ингибиторами гидратообразования с автоматическим регулированием расхода ингибитора и рациональным подбором месторасположения точек ввода ингибитора. Необходимо также включать в технологическую схему десорберы для отдувки (отпарки) метанола.

4. Следует обеспечивать транспорт нестабильного конденсата в однофазном состоянии за счет регулирования температуры и давления узлов дегазации.

5. Необходимо в дальнейшем предусматривать новые конструкции концевых сепараторов с пониженными уносами жидкой фазы, что уменьшает потери тяжелых углеводородов и повышает надежность работы головных систем магистрального транспорта товарного газа в однофазном состоянии.

Список используемой литературы

1. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков, Р.С. Сулейманов. Москва. «Недра».1999г.

2. Обеспечение надежности эксплуатации объектов Ямбургского ГКМ Игнатьев Н. «Газоил пресс» 2000год.

3. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. Ланчаков Г.А. Кульков А.Н. Зиберг Г.К. «Недра» 2000год.

4. Технологический регламент на установку комплексной подготовки газа ООО ЯГД, 2000 год.

Размещено на Allbest.ru