Статья:

Комплексное использование объектов добычи газа в условиях разработки Уренгойского месторождения

Конференция: XVII Международная научно-практическая конференция «Научный форум: технические и физико-математические науки»

Секция: Транспортное, горное и строительное машиностроение

Выходные данные
Корякин А.Ю. Комплексное использование объектов добычи газа в условиях разработки Уренгойского месторождения // Научный форум: Технические и физико-математические науки: сб. ст. по материалам XVII междунар. науч.-практ. конф. — № 7(17). — М., Изд. «МЦНО», 2018. — С. 21-34.
Конференция завершена
Мне нравится
на печатьскачать .pdfподелиться

Комплексное использование объектов добычи газа в условиях разработки Уренгойского месторождения

Корякин Александр Юрьевич
Генеральный директор, Общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Уренгой», РФ, г. Новый Уренгой

 

Complex usage of gas production objects in the conditions of Urengoy field deposit development

 

Alexander Koriakin

General manager, Limited Liability Company “Gazprom dobycha Urengoy”, Russia, Novy Urengoy

 

Аннотация. Одной из проблем при эксплуатации объектов сеноманского и валанжинского комплексов является высвобождение мощностей оборудования подготовки и компримирования газа. При этом требуется ввод установок подготовки газа для добычи углеводородов из залежей ачимовской толщи. Целью исследований данной работы является разработка технических решений по оптимизации загрузки существующего оборудования и снижения затрат для ввода новых объектов обустройств месторождения. В статье сообщается о разрабо­танных в ООО «Газпром добыча Уренгой» технических решениях по повышению загрузки существующего оборудования основанных на проведенных аналитических расчетах и технологическом модели­ровании процессов подготовки и компримирования газа.

Abstract. One of the problems of the exploitation of cenoman and valanginian complexes is release of the capacity of machines for gas processing and compression. Herewith it is needed to input the processing plants for hydrocarbon extraction from the deposits of achimovsk stratum. The aim of this work’s research is to develop technical decisions for optimization of existing machines work load and reduction of expenditures for implementation of new objects of deposits development. The article informs about the technical decisions for increase of work load of existing machines, developed in “Gazprom Dobycha Urengoy” LLC and based on the analytical calculations and technological modeling of gas processing and compression processes.

 

Ключевые слова: установка комплексной подготовки газа; газоперекачивающих агрегат; загрузка технологического оборудования; совместная эксплуатация промыслов; залежи ачимовской толщи; установка предварительной подготовки газа.

Keywords: central gas processing facility; gas compressor unit; work load of technological equipment; common exploitation of the deposits; achimovsk stratum deposits; preliminary gas processing terminal.

 

Введение

Площадь Уренгойского НГКМ, одного из крупнейшего в мире расположенных на суше, составляет более 5 тысяч квадратных кило­метров. В разрезе месторождений Большого Уренгоя выделено три этажа газоносности (Рис. 1). Верхний этаж газоносности – сеноманские газовые залежи, залегающие на глубине 1030-1280 м. Средний этаж газоносности – нижнемеловые нефтегазоконденсатные залежи, обра­зующие самостоятельные месторождения: Уренгойское, Ен-Яхинское, Северо-Уренгойское и Песцовое. Залежи этих месторождений относятся к валанжинским отложениям, в которых выделяются до 17 газоносных пластов на глубинах от 1700 до 3340 м. Нижний этаж газоносности – нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи, располагаются на глубине от 3550 до 4000 м. Разработка сеноманских, валанжинских и ачимовских залежей осуществляется соответственно с 1978, 1985 и 2008 годов.

 

Рисунок 1. Геологический профиль Уренгойского месторождения

 

Уникальность Уренгойского месторождения по геологическому строению и запасам сырья обусловила необходимость поиска новых подходов к разработке, обустройству и эксплуатации месторождений. При обустройстве была применена групповая децентрализованная схема сбора. Ее особенностью является обработка углеводородного сырья на нескольких УКПГ большой производительности и подача от них продукции в газотранспортную систему через межпромысловый коллектор. В эксплуатации находятся 16 УКПГ для добычи газа из сеноманской залежи, 5 УКПГ для добычи газа из валанжинской залежи, 2 ЦПС для добычи нефти, 2 УКПГ для добычи газа из ачимовских залежей. Сбор подготовленного газа осуществляется в межпро­мысловый коллектор, который связывает УКПГ и ЦПС с головными компрессорными станциями. Конденсат транспортируется по системе трубопроводов на Завод по подготовки конденсата к транспорту ООО «Газпром переработка», а нефть направляется в конденсато­провод «Уренгой-Сургут».

На месторождениях Большого Уренгоя для подготовки сеноманского газа была применена технология абсорбционной осушки диэтиленгликолем, а для подготовки валанжинского газа технология низкотемпературной сепарации (НТС). С целью поддержания необхо­димого давления на выходе с установок подготовки газа были введены дожимные компрессорные станции на сеноманских УКПГ. Они состоят из двух цехов компримирования с газоперекачивающими агрегатами (ГПА) единичной мощностью 16 МВт. На валанжинских УКПГ собствен­ные ДКС введены на четырех установках с газоперекачивающими агрегатами единичной мощностью 10 МВт, еще на одной установке (УКПГ-11В) планируется ввод ДКС.

Любое месторождение нефти и газа переживает периоды роста объемов добычи, их стабилизации, а затем снижение вследствие уменьшения запасов углеводородов и падения пластового давления [3]. Каждый из этих периодов требует решения специальных задач при эксплуатации месторождения. Так если в периоды роста объемов добычи и их стабилизации требуется ввод в эксплуатацию обору­дования добычи, подготовки и компримирования газа, то снижение объемов добываемого газа приводит к ухудшению условий эксплуа­тации промыслового оборудования и требует совершенствования технологических процессов добычи и подготовки газа, а также ликвидации оборудования [2, 4].

Максимальная добыча сеноманского газа была достигнута в 1987 году. По сравнению с пиковым уровнем, добыча газа к настоящему времени сократилась примерно в 5 раз, что привело к снижению загрузки цехов очистки, осушки и компримирования газа, избыток мощностей основного технологического оборудования на сегодняшний день составляет порядка 80 %. Для обеспечения необходимой загрузки сепараторов и аппаратов осушки газа производится вывод из эксплуа­тации технологических ниток. На ДКС такое решение применить невозможно из-за высокой единичной мощности, установленных ГПА. Поэтому основной проблемой дожимного комплекса является снижение загрузки оборудования ниже номинальной производительности.

В то время, когда сеноманская залежь находилась в периоде падающей добычи, валанжинские промыслы эксплуатировались с постоянной добычей. Проектные решения предусматривали на этих промыслах ввод компрессорных цехов и применение схем эксплуа­тации на первом этапе ДКС-УКПГ и на втором этапе ДКС-ДКС-УКПГ. В ООО «Газпром добыча Уренгой» были разработаны технологические схемы совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских про­мыслов, которые позволили оптимизировать процесс подготовки газа и конденсата на валанжинских УКПГ за счет применения схемы компримирования газа УКПГ-ДКС. При этом компримирование газа осуществлялось путем подачи газа сепарации на сеноманскую ДКС, что оптимизировало работу пяти дожимных компрессорных станций сеноманских УКПГ. Важным достоинством реализованных технических решений явился отложенный на несколько лет ввод валанжинских ДКС и снижение их мощности [1].

Полученный опыт совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских промыслов был положен в основу технических решений по совместной эксплуатации сеноманских промыслов. Газ с промыслов «сателлитов» направляется на головные промыслы, на которых проходит подготовку до нормативных требований и компримирования для транспортировки [5].

В настоящее время валанжинские залежи вступили в период падающей добыче, вследствие чего на промыслах происходит высвобождение мощностей подготовки и компримирования газа. Для поддержания уровня производства углеводородов в условиях снижения добычи газа из сеноманских и валанжинских залежей ООО «Газпром добыча Уренгой» приступило к освоению залежей ачимовской толщи Уренгойского месторождения. Проектными решениями по обустройству участков ачимовских УКПГ предусматривается строительство 6-ми УКПГ для подготовки газа на 5-ти ачимовских участках (1А-5А) (Рис. 2). При снижении пластового давления на каждой установке предусмотрен ввод первого и второго цеха дожимной компрессорной станции (ДКС). В 2008 году, совместным российско-немецким предприятием ЗАО «Ачимгаз» в эксплуатацию запущен первый участок (УКПГ-31), а в 2009 году ООО «Газпром добыча Уренгой» в эксплуатацию введен газоконденсатный промысел второго участка (УКПГ-22).

 

Рисунок 2. Схема расположение объектов УНГКМ

 

В основу технологической схемы подготовки углеводородов на УКПГ-22 и УКПГ-31 был положен процесс обработки флюида методом низкотемпературной сепарации, технологические решения выполнены по аналогии со схемой подготовки газа на валанжинских УКПГ. Проектные решения предусматривают аналогичные технические решения и на планируемых к вводу ачимовских УКПГ. Проектирование и ввод в эксплуатацию первого и второго участков ачимовской залежи осуществлялось в то же время, когда газоконденсатные промыслы УНГКМ эксплуатировались с высокой загрузкой. Поэтому возможность использования оборудования НТС валанжинских промыслов для подачи ачимовского газа не рассматривалась. Однако ожидаемое высвобождение мощностей валанжинских промыслов Уренгойского комплекса открывает новые возможности по использованию сущест­вующих объектов инфраструктуры для подготовки газа ачимовских залежей.

Материалы и Методы

В качестве исходных данных о составах пластового газа использованы результаты газоконденсатных исследований ачимовских и валанжинских скважин Уренгойского месторождения. Для прогноза изменения состава пластового газа выполнялись расчеты фазовых равновесий газоконденсатных смесей и моделирования технологи­ческих процессов с использованием методов прикладной термодинамики. Технологическое моделирование работы комплекса «газосборная сеть – установка комплексной подготовки газа – межпромысловый коллектор» при многовариантных сочетаниях технологических схем подготовки, термобарических и расходных параметров проведено в программной системе «ГазКондНефть». Адаптация технологической модели установки низкотемпературной сепарации выполнена по результатам промысловых исследований эффективности оборудования УКПГ-1АВ.

Результаты

Валанжинские залежи УНГКМ имеют более высокие начальные пластовые давления, по сравнению с сеноманскими. Относительно умеренный темп отбора газа из валанжинских залежей позволил их разрабатывать практически с постоянным уровнем отбора, макси­мальные уровни добычи были достигнуты в 2004 году. В настоящее время давление пластового газа, поступающего на валанжинские УКПГ, изменяется от 3,5 до 5,0 МПа. Принципиальная схема валанжинской установки низкотемпературной сепарации показана на рисунке 3.

Пластовый газ проходит первичную сепарацию и направляется на дожимную компрессорную станцию. После повышения давления и охлаждения газа в аппарате воздушного охлаждения, он сепарируется в три ступени с охлаждением газа в теплообменниках и с помощью эжектора. Отсепарированный газ после нагрева в теплообменниках выводится из установки и подается на 2-ю ступень сжатия рядом расположенной сеноманской ДКС. А жидкость из сепараторов направ­ляется на разделение на углеводородную, водную и газовую фазы в разделители Р-1 и 2 и буферную емкость. Нестабильный конденсат с установки направляется по трубопроводу на центральную насосную станцию перекачки конденсата и на Завод подготовки конденсата к транспорту. Водометанольный раствор из разделителя Р-2 и буферной емкости с концентрацией метанола до 70 % масс. используется для инги­бирования шлейфов валанжинских промыслов, а из разделителя Р-1 с концентрацией метанола до 10 % масс. на УКПГ-1АВ и 5В направля­ется на установку регенерации метанола, а на УКПГ-2В и 8В закачивается в пласт. Газ дегазации из разделителей Р-1 и Р-2, а также буферной емкости утилизируется с помощью эжектора.

 

Рисунок 3. Технологическая схема подготовки валанжинского газа

 

По сравнению с пиковым уровнем, добыча валанжинского газа к настоящему времени сократилась незначительно. В таблице 1 приведена загрузка оборудования низкотемпературной сепарации и газоперекачи­вающих агрегатов на валанжинских УКПГ Уренгойского месторождения. Как видно, наименьшую загрузку оборудования подготовки газа имеют УКПГ-2В, а по остальным УКПГ загрузка оборудования составляет 72-98 %. При этом следует отметить, что на УКПГ-1АВ имеется наибольшее количество технологических ниток для подготовки газа. Загрузка газоперекачивающих агрегатов минимальна на УКПГ-2В и 8В, а на УКПГ-1АВ и 5В она составляет соответственно 38 и 47 %. При этом ступень сжатия перед валанжинской УКПГ оснащена 4 ГПА на УКПГ-1АВ и 2В и 3 ГПА на УКПГ-5В и 8В.

Таблица 1.

Количество технологических ниток и ГПА на валанжинских УКПГ Уренгойского месторождения и их загрузка

УКПГ

Количество т. н.

Количество цехов НТС

Загрузка т. н.

Количество ГПА

Мощность ДКС*

Загрузка ДКС

шт.

ед.

%

ед.

МВт

%

1АВ

8

2

54,4

4

30

37,5

6

3

36,4

4

30

24,2

4

2

70,3

3

20

47,1

7

2

70,9

3

20

27,4

 

В перспективе проектные решения предусматривают снижение добычи газа, что приведет к уменьшению загрузки оборудования технологических ниток низкотемпературной сепарации (Рис. 4). В усло­виях снижения загрузки валанжинских УКПГ был проработан вопрос использования их высвобождающихся мощностей для подготовки газа залежей ачимовской толщи. В соответствии с проектом разработки ввод в эксплуатацию УКПГ-30 участка 3А Уренгойского НГКМ предусмотрен не ранее 2028 г. Наиболее близко к планируемому месту размещения УКПГ-30 находятся УКПГ-1АВ (около 10 км) и УКПГ-2В (около 20 км). К 2028 году загрузка оборудования низкотемпературной сепарации УКПГ-1АВ и 2В снизится соответственно до 40,8 и 23,7 %.

 

Рисунок 4. Прогноз загрузки технологических ниток низкотемпературной сепарации

 

Поэтому была рассмотрена возможность подготовки газа участка 3А на высвобождающихся мощностях УКПГ-1АВ и 2В. Давление валан­жинского газа после валанжинской ДКС, поступающего в цеха низко­температурной сепарации, составляет до 7,4 МПа. А отсепарированный газ с давлением 3,0 МПа смешивается с сеноманским газом и компри­мируется на 2-й ступени сжатия рядом расположенной сеноманской ДКС для подачи в межпромысловый коллектор. Первоначальное входное давление ачимовского газа на низкотемпературную сепарацию будет составлять 11,0 МПа, при этом выходного давления отсепарированного ачимовского газа достаточно для его подачи в межпромысловый кол­лектор (5,0-5,5 МПа). Поэтому совместная подготовка валанжинского и ачимовского газа на валанжинском УКПГ должна иметь следующие этапы:

1)   раздельная схема подготовки валанжинского и ачимовского газа на выделенных технологических нитках валанжинского УКПГ до применения компрессорной эксплуатации для газа ачимовских залежей;

2)   совместная эксплуатация валанжинского и ачимовского газа путем его смешивания перед подачей на низкотемпературную сепарацию или перед компримированием на валанжинской ДКС.

На рисунке 5 показана прогнозная загрузка технологических ниток УКПГ-1АВ и 2В при подготовке на них валанжинского и ачимовского газа. Как видно подачу ачимовского газа возможно осуществлять на обе установки. Максимальная загрузка составит 71,6 % на УКПГ-1АВ и 78,3 % на УКПГ-2В.

 

Рисунок 5. Прогноз загрузки технологических ниток низкотемпературной сепарации УКПГ-1АВ и 2В при подаче
на них ачимовского газа

 

С учетом необходимости раздельной подготовки ачимовского и валанжинского газа на первом этапе эксплуатации более техноло­гичным вариантом является подача ачимовского газа на УКПГ-1АВ. Причиной этого является компоновка УКПГ, которая состоит из двух технологических цехов низкотемпературной сепарации с 4 технологи­ческими нитками подготовки газа в каждом. На первом этапе валанжинский и ачимовский газ будет обрабатываться в разных техно­логических цехах, а на втором этапе в обоих технологических цехах будет подготавливаться смесевой газ. В случае подачи ачимовского газа на УКПГ-2В возникает необходимость в разделении валанжинского и ачимовского газа между тремя технологическими цехами с 2 техно­логическими нитками подготовки газа, что технологически более сложно, чем раздельная подача газа в два цеха. Важным достоинством подачи ачимовского газа на УКПГ-1АВ является наиболее близкое расстояние этой установки от участка 3А.

Наличие тугоплавких парафинов в пластового газе ачимовских зале­жей ограничивает возможность его транспортировки с валанжинских УКПГ по существующему конденсатопроводу. Первой причиной этого является ограничение ЗПКТ на прием парафинистого сырья. На сегод­няшний день загрузка завода по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ) не позволяет перерабатывать дополнительные объемы «тяжелого» конденсата ачимовских залежей. Поэтому в настоящее время ООО «Газпром переработка» осуществляет строительство установки стабилизации конденсата (УСК) для подготовки к транспорту конденсата с ачимовской залежи. Эксплуатация новых ачимовских промыслов будет синхронизированна с вводом УСК. При этом, учитывая темпы падения объемов добычи углеводородов валанжинской залежи и технологические особенности оборудования ЗПКТ, в дальнейшем возникнет необходимость дозагрузки перерабатывающих мощностей легкими конденсатом. Второй причиной является температура транс­портировки валанжинского конденсата при температурах (около 0 °С) способствующих выделению тугоплавких парафинов из ачимовского конденсата. Температура транспортировки конденсата с ачимовских УКПГ составляет не менее 25 °С, для чего применяется нагрев конден­сата на УКПГ в теплообменнике «газ-конденсат» и путевой подогрев конденсата.

По аналогии со схемой подготовки валанжинского газа Ямбургского месторождения с применением установок предварительной подготовки газа и окончательной подготовки газа на головном УКПГ […] предлагается (Рис. 6):

· взамен УКПГ-30 строительство установки предварительной подготовки газа (УППГ-30), укомплектованной минимально необхо­димым набором технологического оборудования, а именно пробкоулови­телями и первичными сепараторами;

· парафинистый нестабильный конденсат с УППГ-30 транспор­тировать по трубопроводу диаметром 273 мм и длиной 26,5 км на УСК ООО «Газпром переработка» для подготовки к транспорту

· газ первичной сепарации с установки подавать по газопроводу диаметром 720 мм и длиной порядка 10,5 км для окончательной подготовки на УКПГ-1АВ;

· использовать для подготовки газа участка 3А существующие мощности низкотемпературной сепарации, валанжинской ДКС УКПГ-1АВ, а также 2-й ступени сжатия сеноманской ДКС УКПГ-1АС.

 

Рисунок 6. Принципиальная схема транспортировки углеводородов с УППГ-30

 

Первоначально отсепарированный газ участка 3А поступает в один из цехов УКПГ-1АВ для подготовки на установке низкотемпературной сепарации. После низкотемпературной сепарации газ направляется в межпромысловый коллектор, а «легкий» ачимовский конденсат в цех разделителей, где он будет смешиваться с валанжинским нестабиль­ным конденсатом. Транспортировка смешанного конденсата должна осуществляться по существующему конденсатопроводу от УКПГ-1АВ до насосной станции перекачки конденсата, с которой он поступает на ЗПКТ. Дополнительный объем конденсата ачимовской толщи, полу­ченный на УКПГ-1АВ, позволит частично компенсировать постоянно снижающийся объем жидких углеводородов валанжинской залежи, поддерживая оптимальную загрузку технологического обору­дования ЗПКТ.

В дальнейшем для обеспечения параметров процесса НТС потребуется компримирование ачимовского газа. Нами предлагается использовать высвободившиеся мощности ДКС УКПГ-1АВ путем сме­шивания валанжинского и ачимовского газа и совместной подготовке газа в двух цехах УКПГ-1АВ. Благодаря этому загрузка ДКС увеличится до 70 %, что позволит исключить из проекта ввод ачимовских дожимных мощностей 3-го участка и оптимально загрузить валанжинские ГПА, тем самым снизив удельное потребление топливного газа.

Обсуждение

Ввод участков залежей ачимовской толщи Уренгойского месторож­дения требует значительных капитальных значений на строительство установок комплексной подготовки газа. Проведенный анализ загрузки оборудования валанжинских промыслов показал, что актуальной проблемой является высвобождение мощностей технологических ниток установок низкотемпературной сепарации и газоперекачи­вающих агрегатов. Автором работы были предложены технические решения по оптимизации загрузки оборудования валанжинского УКПГ-1АВ за счет подготовки на его мощностях газа ачимовских залежей участка 3А. Была разработана схема совместной подготовки валанжинского и ачимовского газа, при которой парафинистый ачимовский конденсат отделяется от газа при первичной сепарации на УППГ-30. А отсепарированный газ поступает для совместной подготовки на валанжинскую УКПГ-1АВ. С учетом различного входного давления на УКПГ-1АВ ачимовского и валанжинского газов разработаны этапы совместной подготовки газа. Компримирование товарного газа УКПГ-1АВ будет производиться на 2-й ступени сжатия ДКС сено­манского УКПГ-1АС. Благодаря разработанным схемам совместной подготовки газа отпадает необходимость в строительстве УКПГ-30 и ДКС состоящей из двух цехов компримирования для подготовки ачимовского газа. Кроме этого, из-за появления производства «легкого» конденсата из пластового газа ачимовских залежей частично компенси­руется снижение поставок нестабильного конденсата с УКПГ-1АВ на ЗПКТ.

Выводы

Таким образом, в ООО «Газпром добыча Уренгой» ведется плано­мерная работа по разработке и внедрению инновационных технических решений на основе эффективного использования существующих мощностей оборудования, которые позволят оптимизировать процесс подготовки газа и конденсата. Использование дожимных мощностей сеноманских и валанжинских УКПГ для компримирования газа ачимовских участков в перспективе позволит отказаться от строи­тельства УКПГ и ДКС на 3-ем участке ачимовских отложений. Разработанные технические решения позволяют повысить рентабель­ность проекта за счет минимизации строительства основных фондов, сокращения дальнейших эксплуатационных расходов, оптимизации загрузки существующего оборудования УНГКМ.

 

Список литературы:
1. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на Северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков, Р.С. Сулейманов. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. – 473 с.
2. Калинкин А.В., Динков А.В., Касперович А.Г., Крушин П.Н., Белянский Ю.Н., Беспрозванный А.В., Ставицкий В.А. Проблемы транс-порта и переработки ачимовского конденсата // Газовая промышленность. – 2001. – № 3 (759). – С. 52-32.
3. Корякин А.Ю. Комплексные решения задач разработки и эксплуатации скважин Уренгойского добывающего комплекса. – М.: «Нефть и газ», 2016. – 272 с.
4. Мазанов С.В. Инновационные технические решения по совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских промыслов месторождений Большого Уренгоя // С.В. Мазанов, А.Ю. Корякин, Р.В. Абдуллаев, А.А. Типугин / Новые технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи в г. Калининграде 2014 г. Материалы XXII Между-народного конгресса. Сборник трудов. – Москва, 2015. – Том 22. – С. 104-109.
5. Мазанов С.В., Корякин А.Ю., Семенов В.В., Типугин А.А. Обеспечение устойчивой эксплуатации дожимного комплекса на УКПГ месторождения Большого Уренгоя // Газовая промышленность. – 2015. –№S720. – С. 27-31.