оценка существующих технологий добычи низконапорного газа на примере Медвежьего нгкм (нефтегазоконденсатное месторождение)

Первый из перечисленных факторов имеет ограниченные масштабы распространения, поскольку текущий температурный запас в 10,7 °С (УКПГ-9) —17 °С (УКПГ-2, 6) относительно равновесных температур гидратообразования обеспечивает безгидратные условия эксплуатации скважин. Тем не менее его полностью исключать не следует, особенно при вводе скважиндополнительного фонда и скважин, выходящих из ремонта на технологический режим. Расчеты показывают, что в этом случае первые 1 — 3 часа эксплуатации устьевые температуры не обеспечат безгидратные режимы работы. Данное обстоятельство обусловливает необходимость использования антигидратного ингибитора. Предотвращение пескопроявления обеспечивается соответствующим технологическим режимом, устанавливаемым путем регулярного проведения специальных газодинамических исследований комплексами "Надым-1" и "Надым-2". При этом следует иметь в виду, что во времени технологический режим будет изменяться в сторону снижения дебита и депрессии на пласт. Последнее обусловлено зависимостью между предельной депрессией и величиной текущей обводненности, показывающей закономерное их уменьшение с ростом объемов внедряющейся пластовой воды. В случае невозможности регулирования технологического режима рекомендуется использовать фильтры, в частности стеклопластиковые, опыт применения которых имеется уже в настоящее время.Наиболее простым способом удаления скапливающейся на забоях скважин жидкости являются периодические продувки. Однако этот путь ведет к неоправданным потерям газа и загрязнению окружающего воздушного бассейна. Поэтому более рациональным представляется использование для этих целей ПАВ различных модификаций.Существенную долю (23 %) в общем балансе действующего фонда в настоящее время составляют самозадавливающиеся скважины (потенциальные претенденты на капитальный ремонт).Анализ геолого-промысловой информации показывает, что основными видами ремонтов этой категории скважин являются:1) дострелы в газовой среде (14 скважин);2) очистка забоев от жидкостных и песчаных пробок в тех случаях, когда они перекрывают в зоне фильтра высокогазонасыщенные песчаные пласты (12 скважин);3) сложные капитальные ремонты в скважинах с низким качеством цементирования обсадных колонн. Простая очистка забоев здесь не гарантирует долговременную эксплуатацию скважин с повышенными дебитами. Для исключения перетоков жидкости по некачественному цементному кольцу в таких скважинах необходимо устанавливать цементные экраны выше отметки текущего ГВК. Всего таких скважин 11.Применяемая в настоящее время периодическая продувка самозадавли-вающихся скважин эффективна только при наличии конденсационной жидкости на забоях и качественного цементирования эксплуатационных колонн. В противном случае интенсивные продувки могут иметь негативные последствия, в частности подтягивание по некачественному цементному камню конуса подошвенных вод и отсечение продуктивных пластов в зоне фильтра.Для обеспечения надежной работы эксплуатационного фонда в период доразработки месторождения при планировании капитальных ремонтов рекомендуется предусмотреть предотвращение пескопроявлений путем установки песчано-гравийных фильтров (например, конструкции ВНИИГАЗа) для борьбы с водопроявлениями изоляции источников водопритоков; создание условий для эффективного подъема жидкости до устья с минимальными потерями давлений, обеспечение режима эксплуатации с минимально допустимым количеством извлекаемой воды.При этом возможны следующие технические решения: применение ПАВ различных модификаций; замена лифтовых труб (переход на меньший диаметр) или применение хвостовиков меньшего диаметра; оснащение скважин устьевым оборудованием для периодического удаления скапливающейся на забое жидкости; применение плунжерных лифтов. [3]2.4. Внутрипромысловый сбор и компримирование газаСбор газа от кустов эксплуатационных скважин на Медвежьем месторождении осуществляют по лучевой схеме с подключением нескольких скважин к одному шлейфу. Данная схема обладает достаточной эксплуатационной надежностью и рекомендуется для дальнейшего использования. Для скважин дополнительного фонда допустима индивидуальная система сбора. Во всех рассматриваемых вариантах с учетом геокриологических и ландшафтных условий шлейфы сооружаются двумя способами — надземным и подземным. На вечномерзлых и малопросадочных грунтах рекомендуется подземная прокладка с гидроизоляцией в траншеи на глубину 0,8 м, на участках с просадочными грунтами, уклоном больше 5°, на торфяниках, а также при переходе через естественные преграды применим подземный способ прокладки. Термодинамические режимы работы индивидуальных шлейфов, как показывают расчеты, будут достаточно жесткими и зависящими от протяженности и диаметра шлейфа, массы транспортируемого газа.По гидравлическим параметрам оптимальным является диаметр 219 мм, при котором потери давления находятся в пределах 0,1 —0,4 МПа, а температурные режимы обеспечивают безгидратный транспорт до 7 км и более. В то же время при увеличении диаметра до 325 мм в период до 1995 — 2000 гг. режим работы соответствует гидратному. Для предотвращения гидратообразования потребуется ежесуточная подача в каждый шлейф 0,5 — 0,75 т метанола. Схема производства метанола приведена на рис. 1рис. 1. Схема производства метанола при 4-6 Мпа1,10,18 – сепараторы; 2,11,12 – компрессоры; 3 – подогреватель; 4 – аппарат для гидрирования соединений серы; 5 – адсорбер; 6 – трубчатая печь; 7 – котел – утилизатор; 8,13,14 – теплообменники; 9,17 – холодильники-конденсаторы; 15 – подогреватель; 16 – колонна; 19 – сборникКомпримирование газа на всех УКПГ Медвежьего месторождения осуществляется ДКС первой очереди, оснащенных компрессорными агрегатами ГТН-6, за исключением ДКС-9, где установлены агрегаты ГПА-Ц-16. В 1993 г. введен в эксплуатацию первый цех ЦДКС с 10 агрегатами ГПА-Ц-16, который принял на себя функцию второй очереди.Для дальнейшей разработки месторождения как по первому, так и по второму варианту с 1996 г. был рекомендован второй цех ЦДКС с аналогичным набором технологического оборудования. Параметры работы ЦДКС показывают, что в этом случае суммарные мощности двух цехов ЦДКС и ДКС первой очереди достаточны для компримирования всего объема добываемого газа до конца расчетного срока эксплуатации. Тем не менее на ряде ДКС в период с 1998 по 2001 г. рекомендовано провестисмену нагнетателей и перейти на более высокие степени сжатия. Такие замены было рекомендовано провести на УКПГ-7 в 1999 г. (степень сжатия 1,45), а также на ДКС-6 в 1998 г. (степень сжатия 1,3) и 2001 г. (степень сжатия 1,45). [4]2.5. Подготовка газа к транспортировкеПодготовка газа к транспортировке на Медвежьем месторождении осуществляется по схеме адсорбционной осушки газа (УКПГ-1, 3, 4, 5, 6) и абсорбционной осушки (УКПГ-2, 7, 8, 9). В целом они обеспечивают подготовку всего объема добываемого газа до требуемой стандартом кондиции. Однако фактический режим разработки, первоначальное неравномерное распределение отборов по площади газоносности, а также размещение части дожимных компрессорных мощностей после установок подготовки газа привели к значительным изменениям параметров технологии на УКПГ и неравномерным объемам подготавливаемого на установках газа. Причем существующие схемы переброски газа по поверхности между площадками (кроме УКПГ-б, 9) до конца обеспечивают оптимальное распределение объемов подготавливаемого газа. Поэтому производительность установок в настоящее время и в перспективе значительно различается.Подготовка газа к дальнему транспорту осуществляется по следующей схеме: сбор газа от скважин, первичная сепарация на сепараторах-пылеуловителях ДКС, компримирование на ДКС, охлаждение на АВО ДКС, сепарация газа на УКПГ, осушка, транспорт газа по межпромысловому коллектору, компримирование на ЦДКС, подача газа в магистральный газопровод.Регенерацию адсорбентов на адсорбционных промыслах производят циркуляцией части осушенного газа, отобранного с выхода УКПГ, и сбросом на вход ДКС за счет перепада давления, создаваемого на ДКС. Компрессоры газа регенерации, предусмотренные по проекту, в настоящее время отключены. Циркуляция газа регенерации осуществляется по следующей схеме: печь огневого нагрева, адсорбер, АВО газа регенерации, сепаратор газа регенерации, линия осушки перед сепараторами-пылеуловителями.Регенерация абсорбента на установках гликолевой осушки ведется по схеме вакуумной регенерации и включает: выветриватель, теплообменник регенерации, десорбер, испаритель, АВО рефлюкса, вакуум-насос, трубопроводы и насосный парк.Комплекс расчетов по прогнозу параметров работы установок показывает, что температура газа, входящего на установки, в перспективе может понизиться до 5 —7 °С, температура газа, подаваемого после АВО на ДКС, будет составлять от 25 до 18 — 20 °С. Давление на установках составит от 0,5 до 0,1-Я), 15 МПа в конце эксплуатации и зависит от давления в межпромысловом коллекторе, т.е. от режимов работы ЦДКС и ДКС.Технологический режим газосборной сети всех УКПГ как в настоящее время, так и в перспективе будет безгидратным, поэтому осложнений в технологии подготовки газа в связи с подачей метанола не ожидается, кроме возможных частных случаев. Увеличение удельного выноса пластовой воды приведет к росту нагрузки по жидкости в сепараторах-пылеуловителях. [4]2.6. Установки адсорбционной осушки газаСуммарная нагрузка по парам воды, несмотря на значительное снижение расходов по адсорбционным процессам, в настоящее время составляет 80-90 %, а по УКПГ-4 около 110 %. В перспективе суммарная нагрузка по влаге уменьшится до 10 — 50 % из-за значительного уменьшения суточных расходов.Гидравлические режимы работы линии осушки адсорбционных установок находятся в пределах проектных режимов. Однако ожидаются значительные увеличения линейных скоростей в схеме регенерации и в линии осушки (и в адсорберах), что отрицательно повлияет на процесс подготовки газа. В ближайшие годы могут наблюдаться осложнения процессов осушки и регенерации, в частности, по УКПГ-1, 4 из-за недостаточного времени на регенерацию адсорбента.Расчеты параметров печей огневого нагрева и АВО газа подтверждают их надежную работоспособность. Но при этом ожидается превышение линейных скоростей газа более 15 м/с в разные годы по УКПГ-1, 4, 5, 6.[5]2.7. Установки абсорбционной осушкиНа УКПГ-2, 7, 8, 9 в качестве абсорбента применяют диэтиленгликоль высокой концентрации (не ниже 99,0 — 99,3 %). Регенерация насыщенного раствора диэтиленгликоля производится на установках вакуумной регенерации. В качестве теплоносителя применяется пар, получаемый в котельных установках. Многолетний опыт эксплуатации этих установок показал их весьма надежную работу.При подготовке газа существенное значение имеет качественная первичная сепарация пластового газа, так как ее показатели влияют на нагрузку установок по влаге, минерализацию ДЭГа, работу ГПА и в целом на степень осушки газа.Первичную очистку природного газа от жидкости и механических примесей на УКПГ производят в пункте сепарации пластового газа.Пункты сепарации пластового газа (ПСПГ) УКПГ-2, 7, 8 имеют одноступенчатую систему очистки, на УКПГ-9 — двухступенчатую ПСПГ. УКПГ-2 состоит из четырех пылеуловителей, модернизированных по чертежам ЦКБН ГПР 476.00.000 и обвязанных параллельно. Согласно прогнозным расчетам параметров работы промысла, аппараты обеспечат эффективную работу до конца эксплуатации.Однако из-за большой протяженности газопровода (около 700 м) от ПСПГ до ДКС-2 во всасывающем коллекторе накапливается конденсационная влага.ПСПГ ДКС-7 имеет одноступенчатую систему и состоит из 12 параллельно соединенных сепараторов С-1, модернизированных по чертежам ЦКБН ГПР 433.00.000. Аппараты работают с минимальной нагрузкой по газу и обеспечат эффективную очистку газа до конца эксплуатации газового промысла.ПСПГ ДКС-8 имеет одноступенчатую систему и состоит из 6 параллельно обвязанных пылеуловителей, модернизированных по чертежам Тю-менНИИГипрогаза МПУ-3.05.000.ПСПГ ДКС-9 имеет двухступенчатую систему очистки газа: на первой ступени четыре пылеуловителя ГП 144.00.000 с пятью циклонами; на второй — пять фильтр-сепараторов ГП 605.01.00.000. Ранее проведенные исследования и расчеты показывают, что до конца эксплуатации обеспечивается их эффективная работа.В связи с тем, что в процессе доразработки месторождения будет увеличиваться удельное содержание пластовой и конденсационной воды в газе и возможны залповые поступления жидкости в аппараты, потребуется дальнейшее совершенствование сепарационного, массообменного оборудования и блока очистки ДЭГа от солей и механических примесей.В целом прогнозные расчеты параметров работы газовых промыслов позволяют сделать следующие выводы:1) несмотря на снижение объемов подготавливаемого газа, в работе адсорбционных УКПГ будут осложнения;2) необходимо предусмотреть внедрение комплекса мероприятий, которые обеспечат стабильную работу УКПГ до конца их эксплуатации;3) установки абсорбционной осушки газа обеспечат подготовку газа согласно ОСТ 51.40.93 при соблюдении требуемых параметров ведения процесса (t = 10—15 °С, концентрация ДЭГа 99,5 — 99,7 %, расход ДЭГа 10- 18 кг/тыс, м3);4) при снижении давления газа в абсорберах ниже 3 МПа (30 кгс/см2), концентрации регенерированного ДЭГа менее 99 — 99,3 %, температуре контакта выше 20 — 25 °С возможно ухудшение качества осушки газа;5) необходимое количество регенерированного ДЭГа для осушки планируемого объема газа на УКПГ-2, 7, 8 достигается работой одной установки вакуумной регенерации на весь период эксплуатации, а наУКПГ-9 — одной или двумя установками в зависимости от необходимого количества циркулируемого ДЭГа;6) потребуется реконструкция (модернизация) АВО газа ДКС для достижения температуры контакта "Газ —ДЭГ" в абсорберах в пределах 10 — 15 °С;7) на существующих установках вакуумной регенерации ДЭГа УКПГ-2, 7, 8, 9 достигается концентрация 99,0 — 99,5 % (массовая доля), в дальнейшем по мере падения пластового давления потребуется совершенствование технических решений, позволяющих достичь концентрации ДЭГа в пределах 99,5-99,7 %. [5]Список литературы1. Желтов Ю.В., Мартос В.Н. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. – М., Недра 2. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений – М., Недра3. Мартос В.Н. Анализ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей – М, ВНИИОЭНГ4. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов – М, Недра5. Тер-Саркисов Р.М. Сорбционные процессы и разработка газоконденсатной залежи – М, Недра