Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего образования

«тюменский ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Выпускная квалификационная работа

(бакалаврская работа)

Тема: Повышение эффективности системы абсорбционной осушки газа путем замены ДЭГ на ТЭГ

Выполнил: студент Гиричев Евгений Святославович

Руководитель ВКР: Савастьин Михаил Юрьевич

Реферат

Ключевые слова: месторождение, технологии сбора и подготовки газа, осушка газа, замена ДЭГ на ТЭГ.

Цель работы - обосновать эффективность системы абсорбционной осушки газа путем замены ДЭГ на ТЭГ.

Задачи работы:

- представить характеристику Мастахского газоконденсатного месторождения;

- провести анализ состояния разработки Мастахского газоконденсатного месторождения;

- проанализировать систему абсорбционной осушки газа;

- обосновать целесообразности замены ДЭГ на ТЭГ;

- оценить эффективность замены ДЭГ на ТЭГ.

В целях обеспечения стратегических и экономических интересов страны необходимо развивать технологический процесс абсорбционной осушки природного газа гликолями.

Рассматривая систему подготовки природного газа к магистральному транспорту, следует отметить, что ей присуще основные особенности, характерные для больших систем энергетики.

В результате исследований установлена эффективность перехода ДЭГ на ТЭГ, в частности:

1.При переводе на ТЭГ удельный расход абсорбента на УКПГ сокращается в среднем на 1,5-2,5 г/1000 м3.

2. При смене гликоля отмечено снижение содержания солей хлора в гликоле более чем в четыре раза, что является следствием более низкой растворимости солей в ТЭГ

3. Замена ДЭГ на ТЭГ, обладающего более высокой термической стойкостью, позволила отказаться от ежегодной смены гликоля.

Abstract

абсорбционный осушка газ скважина

Keywords: field collection techniques and processing of gas, gas dehydration, substitution of DAG for TAG.

The aim of this work is to substantiate the effectiveness of the system of absorption dehydration of gas by the replacement of DAG to TAG.

Objectives of the work: 

submit testimonial Mastahskoe gas condensate field;

review development of Mastahskoe gas condensate field;

analyze system absorption gas dehydration;

substantiate the feasibility of replacing DAG on the TAG;

evaluate the effectiveness of replacing DAG on the TAG.

In order to ensure strategic and economic interests of the country need to develop technological absorption process natural gas dehydration with glycols.

Considering natural gas system to the main transport, it should be noted that it is inherent in the basic characteristics for large energy systems.

As a result of researches the efficiency of transfer of DAG to TAG, in particular:

1.When translated into TAG specific consumption for unit of the absorbent is reduced on the average on 1,5-2,5 g/1000 m3.

2.If you change the glycol decreased the content of chlorine salts in the glycol more than four times, which is a consequence of the lower solubility of salts in the Tag.

3. Replacement Dag for TAG having a high thermal stability, allowed to refuse the annual change of the glycol.

Содержание

• Введени
• 1. Характеристика Мастахского газоконденсатного месторождения
• 1.1 Географическое расположение
• 1.2 История освоения месторождения
• 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
• 1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов
• 2. Анализ состояния разработки Мастахского газоконденсатного месторождения
• 2.1 Анализ показателей разработки месторождения
• 2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
• 2.3 Анализ выполнения проектных решений
• 3. Повышение эффективности системы абсорбционной осушки газа путем замены ДЭГ на ТЭГ
• 3.1 Анализ технологии сбора и подготовки газа на месторождении
• 3.2 Анализ системы абсорбционной осушки газа
• 3.3 Обоснование целесообразности замены ДЭГ на ТЭГ
• 3.4 Оценка эффективности замены ДЭГ на ТЭГ
• Заключение
• Список использованных источников

Введение

Актуальность представленной темы определена тем, что эффективность эксплуатации газовых промыслов на территории Российской Федерации представляет важную часть газовой отрасли и мировых рынков природного газа. Рассматривая систему подготовки природного газа к магистральному транспорту, следует отметить, что ей присуще основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема, сдачи природного газа и продуктов его переработки.

Как известно добываемый природный газ содержит пары воды, которые при изменении термобарических параметров в системе магистрального транспорта приведут к образованию свободной воды, льда или гидратов. Это в свою очередь вызовет проблемы с магистральным транспортом добываемого природного газа связанные с накоплением жидкости в прямолинейной части трубопроводов, ее коррозией, образованием гидратных пробок и выходом из строя газоперекачивающих агрегатов. Поэтому добываемый природный газ перед магистральным транспортом проходит подготовку, основной целью которой является удаление из его состава содержащейся влаги до определенного количества. Наиболее распространенным способом подготовки природного газа к магистральному транспорту на территории Российской Федерации является процесс его абсорбционной осушки гликолями (диэтиленгликолем или триэтиленгликолем).

При увеличении времени разработки газового месторождения происходит падение пластового давления и повышение влагосодержания добываемого природного газа. Это приводит к возникновению проблем в процессе его

подготовки методом абсорбционной осушки гликолями, которые связаны с ухудшением качества подготавливаемого газа вследствие снижения эффективности массопередачи молекул воды из добываемого флюида в фазу гликоля на тарелках абсорбера и сокращения извлечения воды из насыщенного абсорбента в блоке его регенерации.

На основании сказанного выше видно, что в целях обеспечения стратегических и экономических интересов страны необходимо развивать технологический процесс абсорбционной осушки природного газа гликолями. Поэтому представленная работа посвящена обоснованию повышения эффективности системы абсорбционной осушки газа путем замены ДЭГ на ТЭГ.

Задачи работы:

- представить характеристику Мастахского газоконденсатного месторождения;

- провести анализ состояния разработки Мастахского газоконденсатного месторождения;

- проанализировать систему абсорбционной осушки газа;

- обосновать целесообразности замены ДЭГ на ТЭГ;

- оценить эффективность замены ДЭГ на ТЭГ.

Работа выполнена по материалам Мастахского газоконденсатного месторождения, которое открыто в 1967 г. и по величине запасов углеводородного сырья относится к средним. Мастахское газоконденсатное месторождение введено в эксплуатацию в марте 1973 года и до 1986 года являлось базовым объектом разработки Республики Саха (Якутия), обеспечивая на 90-95 % потребность в энергоносителях Центрального промышленного района Республики Саха (Якутия).

1. Характеристика мастахского газоконденсатного месторождения

1.1 Географическое расположение

Мастахское газоконденсатное месторождение расположено в 400 км к северо-западу от г. Якутска, на правобережье р. Вилюй, в нижнем течении его правых притоков - рек Баппагай и Таигнары. В административном отношении месторождение расположено на территории Кобяйского района. Районный центр - г. Сангары. В 70 км от месторождения расположен базовой поселок Кызыл-Сыр, в котором находятся: почтовое отделение связи, магазины, школы, больница, поликлиника, аэропорт, предназначенный для судов малой авиации, речная пристань.

Транспортная связь осуществляется водным путем - летом, зимниками - зимой, и воздушным путем - круглогодично. По территории района проходит Вилюйский тракт, связывающий поселок Кызыл-Сыр с городами Якутском и Вилюйском. Но основной транспортный путь - водный, по р. Вилюй и р. Лена до Якутска протяженностью около 600 км. Навигационный период продолжается с первых чисел июня до октября. Основной объем перевозки грузов по воде приходится на июль.

Малая авиация связывает поселок Кызыл-Сыр прямой линией с городами Якутском и Вилюйском.

В климатическом отношении район входит в зону субполярного резко континентального климата. Температура воздуха зимой достигает минус 55 - 60°С, летом 35 - 40°С. Летний период охватывает июнь, июль, август. Май и сентябрь являются переходными между теплыми и холодными периодами года. Среднегодовое количество осадков невелико: 200-210мм. Очень низкие среднегодовые температуры и небольшой снеговой покров способствуют сохранению повсеместно развитой многолетней мерзлоты.

В орографическом отношении месторождение располагается в пределах Вилюйской аллювиальной равнины. Наиболее крупная река - Вилюй, имеет хорошо развитую пойму, пойменную и четыре надпойменных террасы. Поверхность террас покрыта многочисленными полями, озерами и болотами.

Рисунок 1.1 - Обзорная схема района работ

1.2 История освоения месторождения

Месторождение открыто в 1967 г. В 1971 году был разработан первый проектный документ по эксплуатации Мастахского газоконденсатного месторождения - «Проект опытно-промышленной эксплуатации», согласно которому введены в разработку залежи юрских и пермских отложений. Впоследствии проектирование разработки месторождения неоднократно корректировалось в связи с несоответствием фактических показателей проектным и вводом в эксплуатацию новых объектов разработки.

С вводом в разработку Средневилюйского газоконденсатного месторождения Мастахское месторождение исполняет роль месторождения регулятора и в отдельности имеет второстепенное значение для баланса добычи углеводородов в регионе. Ранее добыча газа на месторождении велась 35 эксплуатационными скважинами. В апреле 2004 года общий эксплуатационный фонд скважин составлял 18 единиц, но на сегодняшний день добыча газа производится только 3 скважинами. Для подключения остальных скважин проводятся плановые работы по их капитальному ремонту.

С 2003 года проектирование и авторский контроль над разработкой осуществляет ОАО «СевКавНИПИгаз».

Таблица 1.1 - Характеристика проекта

Вид документа	Протокол
Уточненный проект до разработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)	СевКавНИПИгаз, 2005; протокол ЦКР, 2006

Отчет «Уточненный проект доразработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)» является действующим утвержденным на ЦКР Министерства энергетики РФ проектным документом и предусматривает работу месторождения в качестве дополнительного источника газоснабжения центрального региона Республики Саха (Якутия) в пиковые периоды потребления газа. В летние месяцы отбор газа прекращается, а в зимние наращивается.

Мастахское газоконденсатное месторождение разрабатывается с 1973 года. Начальные запасы «сухого» газа, утвержденные ГКЗ МПР России (протокол № 959 от 03.11.2004), в целом по месторождению составляют: 32,243 млрд м3 категории С1 и 6,541 млрд м3 категории С2. В 2008 году было добыто 0,118 млрд м3 газа и 2,6 тыс. т стабильного конденсата. Общий отбор газа по месторождению на 01.01.2009 составил 14,167 млрд м3 или 43,9 % от утвержденных начальных запасов. В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в эксплуатации находились газоконденсатные залежи пермских отложений (пласт P2-I) и газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласт T1-IV). Остальные объекты эксплуатации (газоконденсатные залежи пермских отложений на приподнятом блоке, газоконденсатные залежи триасовых отложений - пласты T1-X, T1-Xа и газоконденсатные залежи юрских отложений - пласты J1-I,II) не разрабатывались.

Газоконденсатные залежи пермских отложений (пласты P2-I,II)

Залежи приурочены к продуктивным пластам Р2-Iа, Р2-Iб и Р2-II; разрывным нарушением разделены на два блока - приподнятый и опущенный.

Промышленно газоносными утверждены запасы газа на приподнятом блоке и на восточном куполе опущенного блока.

На приподнятом блоке разработка залежи велась в 1984 - 1985 гг. скважиной № 107 (отобрано 6,4 млн м3 газа или 0,5 % от начальных запасов, составлявших 1225 млн м3).

В разработке пермских залежей опущенного блока принимали участие четыре скважины:

- скважины № 11 и 103 разрабатывали I свод восточного купола опущенного блока;

- скважины № 105 и 110 разрабатывали II свод восточного купола опущенного блока.

Начальные запасы «сухого» газа категории С1 на восточном куполе опущенного блока составляли 4634 млн м3; на 01.01.2009 отобрано 2320 млн м3 или 50 % от начальных запасов, начальное пластовое давление 42,77 МПа снизилось к концу 2008 года до 21,40 МПа или на 50 %.

В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы добыча газа велась одной скважиной № 105. За период эксплуатации (1983 - 2008 годы) скважина отобрала 1649 млрд м3 газа, что составляет 36 % от общих запасов; дебит скважины снижался от 426 тыс. м3/сут в 1985 году до 184 тыс. м3/сут в 2008 году; текущее рабочее устьевое давление - 8,0 МПа, текущая депрессия на пласт - 9,5 МПа.

Газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласты T1-IV, T1-X, T1-Xа)

В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в разработке находился III эксплуатационный объект:

- залежь пласта T1-IV на опущенном блоке - начальные запасы «сухого» газа категории С1 составляли 5223 млн м3, на 01.01.2009 отобрано 2629 млн м3 или 50 % от НБЗ, начальное пластовое давление 34,43 МПа снизилось к концу 2008 года до 12,09 МПа или на 65 %.

В разработке триасовой залежи T1-IV принимали участие три скважины. В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы добыча газа велась двумя скважинами - № 65 и 110.

Скважина № 65 введена в эксплуатацию первой в 1981 году. Пластовое давление за период эксплуатации снизилось с 34,43 до 12,80 МПа, т.е. на 63 %. Дебит скважины снижался от 426 тыс. м3/сут в 1983 году до 157 тыс. м3/сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,53 МПа, текущее рабочее устьевое давление составило 7,80 МПа. Скважина отобрала 1894 млн м3 газа, что составляет 36 % от начальных запасов пласта Т1-IVб.

Скважина № 110 переведена с горизонта P2-I,II в 1993 году. Пластовое давление в районе скважины № 110 при ее вступлении в разработку составляло 22,52 МПа. За период эксплуатации пластовое давление снизилось до 14,2 МПа, т.е. на 37 %, или на 59 % от начального давления в залежи. Дебит скважины снижался от 322 тыс. м3/сут в 1993 году до 162 тыс. м3/сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,47 МПа, текущее рабочее устьевое давление - 7,82 МПа. Скважина отобрала 684 млн м3 газа, что составляет 13 % от начальных запасов пласта Т1-IVб;

- залежь пласта T1-X на приподнятом блоке - начальные запасы газа категории С1 составляли 5007 млн м3, отобрано 979 млн м3 или 20 %, начальное пластовое давление 28,84 МПа снизилось за период разработки до 21,50 МПа или на 25 %, разработка залежи не ведется с 1996 года;

- залежь пласта T1-Xа на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С1 составляли 1803 млн м3, отобрано 1322 млн м3 или 73 %, начальное пластовое давление 28,45 МПа снизилось за период разработки до 9,30 МПа или на 66 %, разработка залежи не ведется с 1997 года;

- залежи пласта T1-X на западном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 379 млн м3 ) и на восточном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 808 млн м3) в разработке не были.

Газоконденсатные залежи юрских отложений (пласты J1-I,II)

В разработке находилось два эксплуатационных объекта:

- залежи пластов J1-I,II на западном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С1 составляли 4018 млн м3, отобрано 2134 млн м3 или 47 %, начальное пластовое давление 17,60 МПа снизилось за период разработки до 11,8 МПа или на 33 %, разработка залежи не ведется с 1996 года;

- залежи пластов J1-I,II на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С1 составляли 9146 млн м3, отобрано 4777 млн м3 или 52 %, начальное пластовое давление 17,60 МПа снизилось за период разработки до 13,9 МПа или на 21 %, разработка залежи не ведется с 1997 года.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Постоянно действующая геологическая модель продуктивных пластов строилась по геологическим и геофизическим материалам, приведенным в «Пересчёте запасов газа и конденсата по Мастахскому газоконденсатному месторождению» (2004 год) и утвержденным ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004).

Структура кровли залежей перми, триаса и юры (рисунки 1.1 - 1.3) представляет собой гребневидное поднятие субширотного простирания размерами по замкнутой изогипсе минус 3300 м (кровля пласта Т1-IV) 41х14 км амплитудой 272 м. Углы падения пластов от 1,0 до 1,5°. Южное крыло структуры более пологое (2,0 - 2,5°), северное более крутое (4,0 - 5,0°).

Рисунок 1.2 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта P2-I пермских отложений

Мастахское газоконденсатное месторождение осложнено разрывным нарушением «сбросового» типа. В связи с этим выделяются два блока - приподнятый и опущенный. В пределах опущенного блока выделены два купола - западный и восточный. На месторождении промышленно газоносными являются юрские, триасовые и пермские отложения.

Разработка газовых залежей юрских отложений велась на опущенном блоке в период 1973 - 1997 годы.

В триасовых отложениях промышленная газоносность установлена в пластах Т1-Х, Т1-Ха и Т1-IV.



Рисунок 1.3 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта T1-IV триасовых отложений

Рисунок 1.4 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта J1-I1 юрских отложений

Пласт Т1-Х разрабатывался на приподнятом блоке в период с 1984 по 1995 годы, пласт Т1-Ха разрабатывался на опущенном блоке с 1981 по 1997 гг. Пласт Т1-IV эксплуатируется скважинами № 65 и 110. Залежь газа приурочена к восточному куполу опущенного блока и классифицируется как пластовая, сводовая, литологически экранированная. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3088 м. Эксплуатационные скважины № 65 и 110 располагаются в своде структуры, вскрывая кровлю продуктивного пласта на абсолютных отметках минус 3005 м и минус 3024 м соответственно.

В пермских отложениях промышленная газоносность установлена в пластах Р2-I, и Р2-II. Пласт P2-I включает два газоносных слоя - P2-Iа и Р2-Iб. В настоящее время эксплуатируется пласт Р2-I скважиной № 105. Залежи газа приурочены к восточному куполу опущенного блока и классифицируются как пластовые, сводовые с элементами литологического экранирования. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3154 м. Скважина № 105 располагается в сводовой части структуры, вскрывая кровлю продуктивного пласта на абсолютной отметке минус 3094 м.

Проектом доразработки предусмотрено увеличение добычи газа из пермских отложений возвратом в эксплуатацию простаивающей по техническим причинам скважины № 11.

Отбор газа из скважины № 11 в период разработки проводился из интервала залегания слоя P2-Iа. Слой Р2-Iб был опробован 25.08.1972 в интервале от 3236 до 3244 м (от минус 3114,7 до минус 3122,7 м). В результате испытания получен приток газа с дебитом 166,6 тыс. м3/сут. По данным ГИС коэффициент пористости составляет 0,146; коэффициент газонасыщенности - 0,633. Эффективная газонасыщенная толщина - 3,2 м. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3154 м.

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

«Пересчёт запасов газа и конденсата по Мастахскому газоконденсатному месторождению» (2004 год) и утвержденным ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004).

Таблица 1.2 - Сопоставление подсчитанных параметров, запасов газа и стабильного конденсата

Параметр	Пласт
	Т1-IV	Р2-I
	Принятый в действующем проектном документе	Уточненные	Изменение в абсолютных величинах, %	Принятый в действующем проектном документе	Уточненные	Изменение в абсолютных величинах, %
Площадь газоносности, км2	32,864	32,864	0	34,0	34,0	0
Балансовые запасы пластового газа, млн м3	5252,0	5252,0	0	1157,0	1157,0	0
Потенциальное содержание конденсата, г/м3	29,0	29,0	0	70	70	0
Балансовые запасы «сухого» газа, млн м3	5223,0	5223,0	0	1140,0	1140,0	0
Балансовые запасы конденсата (геологические/извлекаемые), тыс. т	152/129	152/129	0	81/57	81/57	0

2. Анализ состояния разработки Мастахского газоконденсатного месторождения

2.1 Анализ показателей разработки месторождения

Исходные данные для расчета экономической эффективности вариантов разработки основаны на фактических сведениях ОАО «Якутгазпром», которое осуществляет эксплуатацию месторождения.

Разработка месторождения ведется с заданным диапазоном изменения годового отбора. Нижний предел диапазона составляет добыча 100 млн м3 газа при «сезонной» эксплуатации скважин, коэффициент эксплуатации скважин 0,5. Верхний предел диапазона определяется увеличением коэффициента эксплуатации скважин до 0,6, что связано с возможностью возникновения критических ситуаций на основном газоснабжающем центральный регион Республики Саха (Якутия) Средневилюйском месторождении.

Количество газа, отбираемого из триасовой залежи Т1-IV, регулируется условием общего суммарного отбора из двух залежей не ниже 100 млн м3 за год. Отбор газа также производится при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом; для получения заданного годового отбора запроектировано снижение коэффициента эксплуатации скважин. Условие эксплуатации скважин с максимальным дебитом необходимо для обеспечения выноса с забоя скважины жидкости (водо-конденсато-метанольной смеси).

По расчету с 2019 года фактические дебиты скважин станут ниже минимально необходимого дебита для выноса жидкости с забоя. С этого года необходимо начать эксплуатацию скважин по НКТ меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм) либо использовать ПАВ. В случае замены НКТ на трубы меньшего диаметра использование ПАВ потребуется с 2030 года.

Таблица 2.1 - Принятый к внедрению вариант разработки (Годовая добыча газа, млн м3 и газоотдача, %)



В 2019 году пермские (P2-I,II) и триасовая (Т1-IV) залежи не смогут обеспечивать требуемый уровень годового отбора. С 2019 года проектируется ввод в разработку залежи Т1-Х (восточный купол). Ввод залежи в разработку проектируется осуществить скважиной № 30, ранее эксплуатировавшей залежь Т1-Ха. Залежь необходимо эксплуатировать при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом, получая заданную величину годового отбора снижением коэффициента эксплуатации скважины. В целях обеспечения превышения фактического дебита над минимально необходимым для выноса жидкости с забоя скважину рекомендуется эксплуатировать по НКТ, имеющим внутренний диаметр 50,3 мм.

С 2028 года для получения заданного уровня годового отбора требуется ввод в разработку юрских залежей J1-I,II восточного купола опущенного блока. Для обеспечения выноса жидкости с забоя скважин необходимо, во-первых, произвести замену НКТ на трубы меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм), а, во-вторых, использовать ПАВ.

Годовые отборы газа и конденсата по принятому к внедрению варианту представлены в таблице 2.1.

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Всего на месторождении пробурено 75 разведочных и эксплуатационных скважин, добыча газа велась 34 эксплуатационными скважинами.

На 01.01.2016 общий эксплуатационный фонд скважин составляет 18 единиц. Он состоит из трех действующих скважин (№ 65, 105, 110), двух бездействующих скважин (№ 11 и 30), четырех - наблюдательных (№ 66, 68, 104, 106), три скважины в консервации (№ 55, 62, 77) и шесть - ожидающие ликвидации (консервации) (№ 24, 71, 98, 103, 109, 111).

Принятая в проектном документе схема эксплуатации Мастахского месторождения позволяет в период 2005 - 2035 годы производить годовые отборы газа от 100 до 152 млн м3 при количестве эксплуатируемых скважин от трех до восьми единиц. При этом запроектировано:

- увеличить фонд добывающих газ из пермских отложений скважин до двух единиц за счет возврата в эксплуатацию бездействующей скважины № 11 в 2015 году;

- ввести в эксплуатацию в 2019 году залежь триасовых отложений на восточном куполе опущенного блока - пласт Т1-Х (залежь вводится в эксплуатацию переводом с нижележащего объекта бездействующей скважины № 30);

- возвратить в эксплуатацию в 2028 году залежи юрских отложений на восточном куполе опущенного блока - пласты J1-I,II (залежи вводятся в разработку возвратом в эксплуатацию двух скважин из трех бездействующих (№ 55, 66 или 77));

- возвратить в эксплуатацию в 2032 году залежь пермских отложений на приподнятом блоке - пласт P2-Ia (залежь вводится в разработку возвратом в эксплуатацию ожидающей ликвидации скважины № 98).

Очередность ввода объектов в эксплуатацию определялась их удаленностью от имеющейся УКПГ (связанными в связи с этим затратами на восстановление шлейфов, метонолопроводов и подъездных путей) и принципом отработки объектов «снизу вверх».

Исследования проводились по всему фонду действующих скважин в 2005, 2006 и 2015 гг.

Газогидродинамические исследования проводились в условиях стационарного режима фильтрации газа, а также снимались кривые нарастания и стабилизации (восстановления) давления.

ГГДИ позволили уточнить текущую продуктивную характеристику скважин:

- зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений;

- условия притока и уравнение притока газа к забою скважины.

Результаты обработки ГГДИ за 2015 год приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 65 04.02.2015

Таблица 2.3 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 65 18.04.2015

Таблица 2.4 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 65 24.08.2015

Таблица 2.5 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 65 23.10.2015

Таблица 2.6 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 105 28.02.2015

Таблица 2.7 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 105 12.04.2015

Таблица 2.8 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 110 29.02.2015

Таблица 2.9 - Результаты обработки ГГДИ в 2015 году по скважине № 110 24.10.2015

Обработка результатов исследований позволила получить уравнение притока газа к забою скважины, содержащее третий свободный член размерности разности квадратов пластового и забойного давлений (МПа2). Наличие данного члена связано, по всей видимости, с накоплением и последующим выносом жидкости (конденсата и воды) с забоя скважины.

Построенные по результатам исследований скважин в 2015 году графики осредненных индикаторных кривых представлены на рисунках 2.1, 2.2, 2.3.

Для скважины № 105 (пласт Р2-I) уравнение притока газа к скважине в 2015 году имело вид:

Р2пл - Р2з = 1,111·Q + 0,0025·Q2; (2.1)

для скважины № 65 (пласт T1-IV) уравнение притока газа к скважине в 2015 году имело вид:

Р2пл - Р2з = 0,150·Q + 0,0005·Q2; (2.2)

для скважины № 110 (пласт T1-IV) уравнение притока газа к скважине в 2015 году имело вид:

Р2пл - Р2з = 0,260·Q + 0,0006·Q2, (2.3)

Где Рпл - пластовое давление, МПа;

Рз - забойное давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс. м3/сут.

Проницаемость пласта в зоне отбора скважины, рассчитанная по коэффициенту «А» и по коэффициенту КВД «в», составляла (Ч10-15 м2):

Рисунок 2.1 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 105 в 2015 году



Рисунок 2.2 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 65 в 2015 году

Рисунок 2.3 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 110 в 2015 году

2.3 Анализ выполнения проектных решений

Мастахское газоконденсатное месторождение находится в состоянии довыработки и выступает как месторождение-регулятор, работает в период пиковых нагрузок. Горный отвод площадью 10 843 га удостоверяется актом № 02 от 25.04.2011г.

Запасы газа и конденсата по всем продуктивным горизонтам Мастахского ГКМ утверждены на совещании при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений ФАН РФ (протокол № 18/273 от 27.04.2012 г.).

Балансовые запасы газа по Мастахскому ГКМ в пределах лицензионного участка на 01.01.2016 составляют по категории С1 - 21 962 млн. м3, по категории С2 - 3 945 млн. м3.

Степень выработанности запасов по состоянию на 01.01.2016 г. - 38,7 %. В общем объеме добычи газа ОАО «ЯТЭК» добыча Мастахского ГКМ в 2015 году составила 0,2%.

Таблица 2.10 - Сопоставление проектных и фактических показателей добычи Мастахского ГКМ

Показатели проект./факт.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Количество действующих эксплуатационных скважин	план	4	3-4	3-4	4	4	4	4
	факт	3	3	4	4	4	4	4
Добыча газа, млн. м3	проект	100-134	?100	?100	?100	?100	?100	?100
	факт	96,6	107,3	95,5	81,3	38,4	14,5	3,0
Добыча конденсата, тыс.т	проект	2,8	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	0,57
	факт	2,8	3,6	3,3	3,75	1,85	0,60	0,13

Имеющийся фонд эксплуатационных скважин на месторождении позволяет обеспечить выполнение необходимых мероприятий по довыработке залежей, не охваченных разработкой в настоящее время, при условии проведения на них соответствующих восстановительных работ.

3. Повышение эффективности системы абсорбционной осушки газа путем замены ДЭГ на ТЭГ

3.1 Анализ технологии сбора и подготовки газа на месторождении

Газоконденсатный комплекс Мастахского месторождения представляет из себя централизованную схему сбора газа от кустов газоконденсатных скважин на установки первичной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В и центральную установку комплексной подготовки газа УКПГ-1В. На УППГ осуществляется ввод в межпромысловые коллектора метанола и подогрев части газа первичной сепарации, с целью обеспечения безгидратного транспорта пластовой газоконденсатной смеси до пункта окончательной подготовки - УКПГ-1В (Рис. 3.1.).

К настоящему времени на всех трех пунктах сбора газа обустроено и находится в эксплуатации 53 куста газоконденсатных скважин с количеством скважин в кусте от 3 до 14. В среднем на кусте размещается по 6 - 7 скважин. Минимальные устьевые давления на 2006 г. составляли по району УКПГ-1В - 9,0 МПа, УППГ-2В - 9,58 МПа, УППГ-3В - 9,37 МПа.

Существующая схема газосбора - преимущественно лучевая, от каждого куста скважин к входной гребенке пункта сбора проложен единый трубопровод. В нескольких случаях трубопроводы от двух-трех кустов (не более 18 скважин) объединены в общий коллектор. Диаметры газосборных трубопроводов от 168 мм до 325 мм. Максимальные длины от куста до сборного пункта составляют менее 13 км.

Для доразработки нижнемеловых отложений Мастахского месторождения на полное развитие предлагается бурение 108-ми наклонно-направленных скважин. Исходя из размещения забоев скважин, топографии местности и расположения существующих объектов инфраструктуры, скважины объединены в усты по три - шесть скважин, в основном по пять скважин.



Рисунок 3.1 - Структурно-технологическая схема подготовки валанжинского газа Мастахского ГКМ

Количество кустовых площадок - 25 шт. Все площадки вынесены за пределы водоохранных зон. Максимальные расстояния от кустов до сборных пунктов в некоторых случаях достигают 22 км. Размещение перспективных кустов скважин на газоконденсатном промысле приведено на Рис. 3.2.

В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

·  возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

·  автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увеличения давления выше рабочего с установкой клапана-отсекателя;

· термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

· установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

· возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

· отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов.

Система промыслового сбора газа предназначена для сбора и транспорта добываемого газа от кустов скважин до установки комплексной подготовки газа УКПГ-1В и установок предварительной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В.

На большинстве газоконденсатных месторождений Западной Сибири принята лучевая схема сбора газа, обеспечивающая более высокую надежность системы и эффективный контроль над работой кустов и скважин по сравнению с коллекторной схемой сбора. Однако из-за больших расстояний от добывающих кустов скважин до установок подготовки газа и, соответственно, большой металлоемкости газосборных сетей, рассчитаны параметры шлейфов для коллекторно-лучевой и лучевой систем сбора продукции скважин с целью проведения сравнительного экономического анализа.

Подбор диаметров шлейфов выполнен из условия допустимой скорости газа в трубе равной 25 м/с и обеспечения давления на входе в УКПГ, УППГ не ниже давления газа в подходящих к ним существующих шлейфах. Расчеты вновь вводимых шлейфов выполнены для двух вариантов отбора газа: для поддержания добычи газа по месторождению на уровне 15 и 18 млрд.м3/год, соответственно.

Рисунок 3.2 - Параметры коллекторно-лучевой системы газосбора для поддержания добычи 15 млрд.м3/год

Расчет необходимых диаметров шлейфов проводился с ограничением максимального диаметра до величины не более Ду=500 мм. При необходимости прокладки трубопровода большего диаметра принято решение о строительстве параллельного трубопровода и определен год его ввода в эксплуатацию.

Режим работы большинства теплоизолированных шлейфов надземной прокладки от кустов и скважин в зимний период гидратный, поэтому предусмотрена подача метанола на кусты скважин от УКПГ и УППГ.

В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

-возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

-автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увеличения давления выше рабочего с установкой клапана отсекателя;

-термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

-установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

-возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

-отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов.

Для обеспечения надежности работы клапанов-отсекателей и предохранительных клапанов рекомендуется предусмотреть электрообогрев корпусов этих клапанов греющим кабелем. Кроме этого рекомендуется предусмотреть подачу метанола на седла клапанов, где возможно гид-ратообразование при их срабатывании, а также после регулятора давления на трубопроводе подачи газа на факел для предотвращения гидратообразования при снижении температуры газа после регулятора.

Система промыслового сбора газа предназначена для сбора и транспорта добываемого газа от кустов скважин до установок комплексной подготовки газа УКПГ-1В и установок предварительной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В.

На большинстве газоконденсатных месторождений Западной Сибири принята лучевая схема сбора газа, обеспечивающая более высокую надежность системы и эффективный контроль над работой кустов и скважин по сравнению с коллекторной схемой сбора. Однако из-за больших расстояний от добывающих кустов скважин до установок подготовки газа и, соответственно, большой металлоемкости газосборных сетей, рассчитаны параметры шлейфов для коллекторно-лучевой и лучевой систем сбора продукции скважин с целью проведения сравнительного экономического анализа.

Расчет необходимых диаметров шлейфов проводился с ограничением максимального диаметра шлейфа: не более Ду=500 мм. При необходимости прокладки трубопровода большего диаметра принято решение о строительстве параллельного трубопровода и определен год его ввода в эксплуатацию.

Режим работы большинства теплоизолированных шлейфов надземной прокладки от кустов и скважин в зимний период гидратный, поэтому предусмотрена подача метанола на кусты скважин от УКПГ.

Расчеты газосборных сетей на прочность выполнены в соответствии с требованиями СП 34-116-97 с использованием ЭВМ по программе "Excel" на давление газа 16 МПа. Газосборные сети отнесены ко II категории.

Анализ результатов гидравлического и теплового расчетов системы внутрипромыслового транспорта газа и расхода метанола в динамике с начала ввода кустов в эксплуатацию. показывает, что металлоемкость принятых к расчету систем газосбора примерно одинакова, однако общая длина газосборных сетей при лучевой схеме возрастает более чем на 30%.

Экономические показатели вариантов при применении лучевой и коллекторно-лучевой схем незначительно свидетельствует о приемуществах последней, которая и рекомендована для практической реализации.

Для выхода на предлагаемые к размещению кусты скважин необходимо с 2006 по 2015 годы построить 87,5 км подъездных автодорог V категории с грунтовым покрытием. Для бурения скважин и обеспечения кустов электроэнергией в период эксплуатации необходимо за тот же период протянуть около 80-ти км ВЛ-6 кВ или 10 кВ отпайками от существующих линий электропередач. В капитальных вложениях учтены также затраты на сооружение метанолопроводов, разработки карьеров грунта, отсыпки кустовых площадок.

Для подключения вновь вводимых кустов скважин необходимо предусмотреть расширение входной гребенки на УКПГ-1В сооружением отдельного блока с подключением его к общему коллектору. На остальных пунктах сбора газа имеются резервы для подключения дополнительных шлейфов.

Товарной продукцией УКПГ-1В являются:

·  природный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93, подаваемый в межпромысловый коллектор с температурой минус 2-5°С и давлением до 6,0 МПа;

· нестабильный газовый конденсат, соответствующий ТУ 05751745-02-88, подаваемый в магистральный конденсатопровод с температурой минус 4-5°С и давлением до 7,5 МПа.

В процессе подготовки газа используется :

· ингибитор гидратообразования -- метанол;

o  абсорбент углеводородов - охлажденный конденсат 1-ой ступени сепарации.

Таблица 3.1 - Характеристики пластовой газоконденсатной смеси

Компоненты	Молекулярная масса, кг/моль	% мольные
N2	28	0,68
СО2	44	0,3
СН4	16	89,64
С2Н6	30	4,54
С3Н8	44	1,99
i-С4Н10	58	0,48
n-С4Н10	58	0,47
С5+	115	1,9

Исходным сырьем для получения товарного газа и конденсата на УКПГ-1в служит пластовый газ валанжинских залежей ГКМ.

Удельный выход нестабильного газового конденсата при применении процесса НТА, давлении 6,0 МПа и температуре минус 25°С ~ 120 г/м3.

В качестве ингибитора гидратообразования принят метанол (ГОСТ 2222-78).

Физико-химическая характеристика :

Химическая формула - СНзОН

Молекулярный вес - 32,04

Плотность при 20°С - 0,79

Температура кипения, °С - 64,7

Температура замерзания, °С - минус 97,1

Температура плавления, °С - минус 93,9

Пластовый газ с давлением до 11 МПа и температурой 15-30°С от кустов скважин поступает на узлы входа шлейфов. Схема узлов входа шлейфов обеспечивает продувку шлейфов на ГФУ и вывод на режим, снижение давления газа до требуемого на входе в УКПГ, защиту от превышения давления.

С узлов входа шлейфов сырой пластовый газ по 2 коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1 пункта сепарации I очереди.

Пункт сепарации пластового газа предназначен для отделения газа от конденсата, пластовой или метанольной воды и механических примесей.

Сырой пластовый газ от ППА по коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1/1-3, в которых происходит отделение от газа конденсата, пластовой воды и механических примесей.

Из сепараторов С-1 сырой газ, частично освобожденный от конденсата, пластовой воды и механических примесей, поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в абсорберы А-1/1-3.

Конденсат с пластовой водой из сепараторов С-1/1-3 поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в разделители Р-1/1-4.

В продувочном сепараторе С-2 дегазируются поступившие из пробкоуловителя конденсат, пластовая вода, которые из сепаратора С-2 поступают в трубопровод подачи конденсата из сепараторов С-1/1-3 в разделители Р-1/1-4.

Газ из сепаратора С-2 поступает в трубопровод подачи сырого газа из сепараторов С-1/1-3 в абсорберы А-1/1-3.

Для сокращения потерь метанола схемой предусматривается подача части водометанольного раствора (ВМР), отбираемого с "полуглухой" тарелки абсорбера А-1/1-3, в разделители Р-2 для разбавления водометанольной фазы, что снижает растворимость метанола в углеводородном конденсате. В низкотемпературных абсорберах А-2/1-3, состоящих из кубовой, абсорбционной и сепарационной секций производится извлечение углеводородов абсорбентом -- охлажденным конденсатом, подаваемым из разделителей Р-1/1-4.

Для охлаждения газа применяются воздушные холодильники ВХ-1/1-8, турбодетандерные агрегаты БТД-1/1-6, работающие по схеме "компрессор-турбина". Для рекуперации холода газовых и конденсатных потоков используются кожухотрубчатые теплообменники Т-1/1-3 (газ-газ), Т-2/1-6 (газ-конденсат) и Т-3/1-6 (конденсат-конденсат). Теплообменники Т-1/1-3 обвязаны параллельно по трубному и межтрубному пространству. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 смонтированы попарно в 3-й группы теплообменников. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 по межтрубному пространству обвязаны последовательно - параллельно.

Для предотвращения гидратообразования производится подача метанола через панели ИНГ-2 и систему трубопроводов индивидуальной подачи в следующие точки :

на вход газа в турбины турбодетандерных агрегатов БТД-1/1-6;

на вход газа в воздушные холодильники ВХ-1/1-8;

на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-1/1-3;

на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-2/1-6;

на вход конденсата в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6.

В низкотемпературных сепараторах С-3/1-3 отделяется конденсат и ВМР, выделившиеся при охлаждении газа в воздушных холодильниках ВХ-1/1-8 и теплообменниках Т-1/1-3.

В разделителях Р-1/1-4 разделяются конденсат и метанольная вода, выделившейся в сепараторах С-1/1-3 и сепарационной секции абсорберов А-1/1-3.

Сырой газ, с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С, из пункта сепарации пластового газа по коллектору через входные пневмокраны Г-201/1-3 поступает в абсорберы А-1/1-3, в которых последовательно проходят секции :

·  сепарационную, где происходит отделение газа от конденсата и пластовой воды, которые через клапан-регулятор уровня поз.КРУ-2, дроссельную шайбу поступают в разделители Р-1/1-4;

· отдувочную, где происходит отдувка газом метанола из ВМР с концентрацией 80-85% масс., подаваемого на верхнюю тарелку секции насосами И-10/3-13 из емкости Е-4 установки регенерации метанола;

· фильтрующую, где капельный ВМР, выносимый потоком газа, коагулируется на сетке фильтра, стекает в коллектор насыщенного ВМР и поступает в разделители Р-3/1-2.

С полуглухой тарелки отдувочной секции, ВМР с концентрацией метанола 40-65% масс., поступает в разделители насыщенного ВМР Р-3/1-2 установки регенерации метанола и далее в разделители II ступени Р-2.

Газ из абсорберов А-1/1-3 поступает по коллектору на компрессоры турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6.

Газ после компрессоров БТДА-1/1-6 поступает в воздушные холодильники ВХ-1/1-8, где охлаждается до температуры 4-18°С.

В холодный период года при давлении газа на входе в С-1 >8,7 МПа достижение температуры НТА минус 29-30°С возможно без применения турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6 за счет дроссель-эффекта, получаемого на клапане-регуляторе давления КРД-2, при этом газ проходит по байпасам компрессора и турбины БТДА.

Недостатком технологической схемы является то, что входные и выходные коллекторы АВО газа изготовлены из нехладостойкой стали. Для предотвращения разрушения коллекторов при температурах ниже минус 20°С предусмотрен электрообогрев коллекторов, осуществляемый греющим кабелем типа КМЖ, который обеспечивает плюсовую температуру стенок коллекторов и патрубков при температуре окружающего воздуха до минус 54°С.

Из воздушных холодильников ВХ-1/1-8 газ поступает в трубное пространство обвязанных параллельно теплообменников Т-1/1-3 (газ-газ) и Т-2/1-6 (газ-конденсат), при этом количество газа, поступающего в Т-2/1-6 регулируется клапаном-регулятором поз.КРТ-2 по температуре конденсата, направляемого в выветриватель В-2 (в насосную конденсата).

В теплообменниках газ охлаждается поступающими в межтрубное пространство потоками:

газа в Т-1 /1 -3 - из абсорберов А-2/1 -3 с температурой минус 25-30°С;

конденсата в Т-2/1-6 -- из теплообменников Т-3 или разделителей Р-2 с температурой минус 15-11°С.

Из теплообменников Т-1/1-3 и Т-2/1-6 охлажденный газ под давлением 8,5-10,5 МПа, с температурой 4-+15°С поступает в низкотемпературные сепараторы С-3/1-3, где от газа отделяется жидкая фаза, которая поступает в трубопровод подачи конденсата в выветриватель В-2.

Из сепараторов С-3/1-3 большая часть газа (80%) направляется в турбины ТДА-1/1-6, где за счет расширения до давления 5,5-6,4 МПа, охлаждается до температуры минус 23-28°С, и далее - в абсорберы извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3.

Остальной газ (20%) поступает в качестве активного в эжекторы ЭГ-1/1-3. Пассивным являются газы выветривания из разделителей Р-2, выветривателя В-2 и емкостей Е-101.

В зимний период при работе I очереди по дроссельной схеме, а II - с включением ТДА, количество активного газа не регламентируется и поэтому эжекторы I очереди могут принять также газы выветривания из разделителей Р-2р II очереди, обеспечивая более устойчивый режим работы ТДА II очереди.

Смесь газов с давлением 5,5--6,4 МПа направляется в общий коллектор входа в абсорберы А-2/1-3.

Остаток потока газа после С-3/1-3, не используемый в эжекторах, дросселируется, проходя клапаны-регуляторы КРД-2 и также поступает в абсорберы А-2/1-3.

Генпроектировщиком Ямбурга - институтом «Южниигипрогаз» проведение процесса низкотемпературной абсорбции разрешено при температуре не ниже минус 30°С.

В абсорберах извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3 газ последовательно проходит секции:

· абсорбционную, в которую поступает на нижнюю тарелку. В абсорбционной секции происходит извлечение (абсорбция) из газа углеводородов С3+ охлажденным конденсатом из разделителей Р-1/1-4, подаваемым на орошение на верхнюю тарелку;

· сепарационную, где происходит отделение газа от капельного конденсата, выносимого потоком газа.

При неработающих БТДА-1/1-6 газ из сепараторов С-3/1-3 поступает в качестве активного газа в эжекторы ЭГ-1/1-3, смонтированные параллельно, эжектируя газы выветривания из выветривателя В-2 и разделителей Р-2/1-3. Производительность эжекторов определяется применением соответствующих вставок-сопел. Из эжекторов ЭГ-1/1-3 смесь газов поступает в трубопровод подачи газа в абсорберы А-2/1-3, после клапана-регулятора давления КРД-2.

Схемой предусмотрена подача активного газа на эжекторы ЭГ-1/1-3 после абсорберов А-1/1-3 при возникновении избытка холода в зимний период.

Из абсорберов А-2/1-3 осушенный газ под давлением до 6,0 МПа с температурой минус 25-30°С поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-1/1-3.

Из межтрубного пространства теплообменников Т-1/1-3 газ с температурой минус 2-5°С поступает на узел хозрасчетного замера, состоящий из трех параллельных ниток с замерными диафрагмами.

Из замерного узла товарный газ по коллектору Ду 1000 направляется в межпромысловый коллектор.

В разделителях Р-1/1-4 происходит разделение конденсата от пластовой воды и метанола и дегазация жидкой фазы. Газ из разделителей Р-1/1-4 поступает в кубовую секцию абсорберов А-2/1-3.

Водометанольный раствор из разделителей Р-1/1-4 через клапан-отсекатель поз. КРУ-4 поступает на установку регенерации метанола.

Конденсат из разделителей Р-1/1-4 через клапан-регулятор уровня КРУ-5 направляется в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6, где охлаждается до температуры минус 22-25°С конденсатом, поступающим в межтрубное пространство из кубовой части абсорберов А-2/1-3, и направляется на орошение верхней тарелки абсорбционной секции абсорберов А-2/1-3.

В абсорберах А-2/1-3 конденсат с полуглухих тарелок абсорбционной и сепарационной секций поступает в кубовую секцию. Из кубовой секции абсорберов А-2/1,3 конденсат подается в межтрубное пространство теплообменников Т-3/1-6 (конденсат-конденсат), а затем Т-2/1-6 (газ-конденсат), где газом, подаваемым в трубное пространство, регулируется температура конденсата, поступающего из Т-2 в выветриватель В-2.

Особенностью обвязки вывода конденсата из кубовой секции абсорбера А-2/2 является то, что клапан-регулятор уровня КРУ-6 установлен на трубопроводе после теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6.

После теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6конденсат с температурой 2-7°С поступает в выветриватель В-2. Для снижения потерь метанола с углеводородным конденсатом после монтажа дополнительных трубопроводов конденсат после теплообменников Т-3 подается на разгазирование в выветриватель В-2, разделители Р -2 и емкости Е-101, а затем насосами Н-20 возвращается на нагрев в теплообменники Т-2 и далее - на хозрасчетный замер и в магистральный конденсатопровод.

Второе принципиальное отличие технологии ПНТА от технологии НТС заключается в том, что осушке газа по углеводородам происходит не в низкотемпературном сепараторе, а в низкотемпературном абсорбере, в который противотоком подается абсорбент - конденсат с первой ступени сепарации. Сделано это с целью дополнительного извлечения углеводородов (пропана и более тяжелых) из потока газа и перевода их в конденсат. Однако, выполненный по результатам комплексных обследований сравнительный анализ распределения углеводородов газоконденсатных флюидов различных месторождений по продуктам промысловой подготовки показал, что дополнительное извлечение по схеме ПНТА достигается лишь для легких углеводородов от пропана до пентанов, а для более тяжелых (которые прежде всего и нужны для переработки) такого эффекта не наблюдается. Негативно характеризует технологию ПНТА также тот факт, что при контакте в абсорбере А-2 тяжелого конденсата с газом, насыщенным метанолом, происходит интенсивное растворение метанола в конденсате. В результате этого технология ПНТА характеризуется повышенным расходом метанола. Наконец, подача тяжелого конденсата в низкотемпературный абсорбер может привести к выпадению парафинов, что и реально происходило в начальный период разработки и при подключении новых объектов разработки с начальным пластовым флюидом, в частности, УППГ-2В.

...