Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор и обобщение научных работ в области геологии, разработки, добычи, подготовки и компримирования газа месторождений севера западной сибири 8
1.1 Основные принципиальные подходы к разработке газовых залежей 8
1.2 Особенности геологического стороения и разработки рассматриваемых — месторождений 12
1.3 Особенности добычи газа и эксплуатации скважин в ММП 15
1.4 Особенности подготовки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа 20
1.5 Обеспечение надежности объектов добычи газа в ММП 23
1.6 Основные выводы по главе 1 25
2. Особенности и перспективы разработки газовых месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» 28
2.1 Вынгапуровское месторождение 32
^2.2 Комсомольское месторождение 38
2.3 Западно-Таркосалинское месторождение 51
2.4 Губкинское месторождение 58
2.5 Вынгаяхинское месторождение 64
2.6 Еты-Пуровское месторождение 68
2.7 Основные выводы по главе 2 70
3. Новые научно - технические решения по добыче, подготовке и транспорту газа на средних по запасам газовых месторождениях 74
3.1 Обеспечение надежной эксплуатации на заключительной стадии ф разработки (на примере Вынгапуровского газового промысла) 74
3.2 Способ беспакерной эксплуатации газовых скважин 80
3.3 Результаты испытания отечественной регулярной насадки в условиях газового промысла 85
3.4 Модернизация абсорбера осушки газа 88
3.5 Новый способ подготовки газа 97
3.6 Основные результаты и выводы по главе 3 101
4. Технико - экономический анализ эффективности новых решений по разработке и эксплуатации газовых залежей . 103
4.1 Технико - экономические показатели разработки месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» 103
4.2 Современные научно - технические решения при обустройстве и разработке Комсомольского месторождения 112
4.3 Экономическая эффективность реализованных научно - технических решений 120
4.4 Основные результаты и выводы по главе 4 125
Заключение 128
Приложения 140
Список источников 156
- Особенности геологического стороения и разработки рассматриваемых — месторождений
- Западно-Таркосалинское месторождение
- Результаты испытания отечественной регулярной насадки в условиях газового промысла
- Современные научно - технические решения при обустройстве и разработке Комсомольского месторождения
Введение к работе
Лидирующее положение России в мировой газовой промышленности является следствием огромной работы, выполненной в 70-ЭОгг. прошедшего века, в результате которой была создана надежная ресурсная база страны, основанная на прочном фундаменте, заложенном академической, вузовской наукой, институтами и конструкторскими бюро газовой и смежных отраслей /1/.
В настоящее время по ряду объективных причин, в первую очередь обусловленных значительной выработанностью запасов базовых месторождений на фоне социально-экономических проблем развития страны последнего десятилетия, газовая промышленность вступает в новый еще более сложный этап своего развития.
К сожалению, время гигантских месторождений уходит в прошлое. В последние годы в эксплуатацию вводятся сравнительно небольшие (конечно по меркам Западной Сибири) газовые месторождения, типа Комсомольского, Губкинского, Западно-Таркосалинского. Хотя по официальной классификации /2, 3, 4/ они относятся к крупным и крупнейшим, для рассматриваемого региона они являются «средними» по размерам.
Любое месторождение нефти и газа переживает периоды роста объемов добычи углеводородов, их стабилизации, а затем, снижения вследствие уменьшения запасов углеводородов и падения пластового давления /5/. В реальных условиях Западной Сибири на этапе падающей добычи находятся сеноманские газовые залежи Медвежьего, Вынгапуровского, Уренгойского, Ямсовейского, Комсомольского месторождений.
В периоды максимальных отборов газа из сеноманских залежей месторождений севера Тюменской области возникали проблемы, связанные с обеспечением эффективной работы оборудования по подготовке газа к транспорту, которые успешно решены в условиях газовых промыслов. В регионе впервые в мире были применены многофункциональные аппараты осушки газа с производительностью 10 млн. м3/сут. С целью достижения требуемого качества подготовки углеводородного сырья с минимальными затратами материально-технических ресурсов были разработаны и внедрены технические решения по
совершенствованию основного технологического оборудования. Наиболее эффективной оказалась модернизация оборудования по подготовке газа с разделением потока газа в абсорбционной части, а также с использованием новых центробежных элементов и регулярной насадки.
Наряду с реконструкцией газопромыслового оборудования выполнен большой объем работ по совершенствованию технологических процессов добычи и подготовки газа. К наиболее эффективным разработкам относятся такие технологии как:
рециркуляция и отдувка метанола в процессе ингибирования гидратообразования систем сбора и подготовки газа;
- двухступенчатая осушка сеноманского газа;
- утилизации низконапорных газов и вовлечение в эксплуатацию
низкодебитных скважин с применением эжекторных устройств;
- бескомпрессорной постоянный и периодический газлифт;
- комбинированные химические обработки и гидроразрыв пласта для
интенсификации притока в газоконденсатных и нефтяных скважинах;
капитальный ремонт скважин с гидроизоляцией пластовых вод и применением колтюбинговых и бустерных установок.
Технология добычи и подготовки углеводородов неразрывно связана с экологической безопасностью. С целью сокращения потерь со сточными водами метанола и диэтиленгликоля (ДЭГ) перспективными направлениями являются внедрение высокоэффективных насадок в десорберах для снижения содержания ДЭГ в рефлюксе и кавитаторов для повышения эффективности очистки промстоков. Увеличение степени сжатия ДКС ведет к росту объема выбросов продуктов сгорания природного газа. Поэтому актуальной задачей является их утилизация с рациональным использованием тепловой энергии. Применение газобустерных установок позволяет перейти на технологию освоения скважин без сжигания продукции скважин на факеле. Для оперативного контроля выбросов и сбросов загрязняющих веществ необходимо создание системы производственного экологического мониторинга.
Освоение Тюменского Севера началось в 1972 году с пуском в разработку уникального Медвежьего месторождения. В настоящее время на севере
Тюменской области эксплуатируется более 10 месторождений природного газа, крупнейшими из которых являются Межвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Комсомольское.
При проектировании, обустройстве и разработке сеноманских газовых залежей указанных месторождений, а именно эти залежи содержат основные запасы углеводородного сырья и обеспечивают в настоящее время подавляющую часть добычи природного газа, за почти тридцатилетнюю историю освоения был накоплен уникальный опыт эксплуатации, требующий обобщения и осмысления.
В практику разработки вошли такие прогрессивные научно-технические решения как центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, дифференцированная схема вскрытия продуктивных пластов, кустовое разбуривание залежей наклонно-направленными скважинами, бурение и эксплуатация скважин увеличенного диаметра, коллекторная телескопическая, лучевая комбинированная схемы сбора газа на промыслах, строительство и эксплуатация установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимных компрессорных станций (ДСК) большой производительности и мощности, централизация мощностей по компримированию газа и др.
Параллельно с решением стратегических проблем разработки месторождений совершенствовались и конкретные способы и подходы, касающиеся моделирования геологического строения залежей, процессов, происходящих в недрах в процессе эксплуатации залежей, решались прикладные вопросы интенсификации добычи газа, снижения непроизводительных потерь энергии при сборе и подготовке товарной продукции, повышения качества осушки газа и т.д.
В предлагаемой ниже работе, автор, на основе детального анализа текущего состояния разработки и эксплуатации средних (для условий Тюменской области) по размерам газовых месторождений, исследований особенностей технологических процессов добычи газа, изучения промысловой техники, предложил ряд подходов и способов, позволяющих улучшить технологию добычи газа, повысить технико-экономические показатели работы промыслов. В качестве базового для анализа выбран газовый промысел Комсомольского месторождения,
на котором нашли отражение практически все проблемы, связанные с разработкой залежей, добычей, сбором и промысловой подготовкой углеводородного сырья.
Автор выражает сердечную благодарность научному руководителю, доктору технических наук, профессору, член-коррессподенту РАН, О.М. Ермилову за выбор приоритетного направления исследований, методическую и консультационную помощь в работе, а также ученым и специалистам производственникам, оказавшим поддержку в выполнении работы и внедрении в производство основных положений: к.т.н М.И. Гальковичу, д.т.н. Б.В. Дягтяреву, к.т.н. В.З. Минликаеву, д.т.н., профессору, академику РАЕН Г.В. Крылову, к.т.н. А.И. Березнякову, д.т.н., профессору А.Я. Хавкину, к.т.н. В.Н. Маслову, к.т.н. В.М. Клюсову, к.т.н. А.В. Кустышеву, к.г.-м.н. А.Н. Лапердину, к.э.н. А.В. Крылосову, В.А. Жбакову и другим работникам газовой отрасли, консультирующим автора по многим вопросам, промысловой геологии, разработки, эксплуатации газопромыслового оборудования и др.
Особенности геологического стороения и разработки рассматриваемых — месторождений
Г.В. Крыловым и др. /37/ в 2001г. были сформированы основные концептуальные подходы к освоению и разработке малоамплитудных газовых залежей. Показано, что сравнительно небольшие, по запасам и этажу газоносности, залежи характеризуются рядом как геолого-промысловых, так и технологических и социально-экономических условий их освоения. Проведен анализ состояния запасов и перспектив разработки малоамплитудных залежей на севере Западной Сибири. Доказана целесообразность ввода в разработку подобных залежей в зависимости от конкретных особенностей их строения, расположения и условий освоения.
И.М.Чуповой в 1993-1996гг. по данным промыслово-геофизических исследований скважин ПГИС установлены граничные значения «коллектор-неколлектор» для сеноманских газовых залежей. Разработаны и внедрены способы графического представления текущего состояния фонда скважин, позволяющие оперативно решать задачи регулирования разработки. Разработан и внедрен в практику контроля за разработкой комплекс геофизических методов исследований скважин до и после капитального ремонта с целью оценки эффективности ремонтных работ. Выявлены основные геолого-промысловые и технологические факторы, влияющие на обводнение продукции скважин, и разработан способ вероятностной оценки степени их влияния на показатели работы скважин. Предложена совокупность диагностических признаков для выбора скважин с целью проведения в них капитального ремонта на основе комплексного анализа геологической, промысловой и промыслово-геофизической информации. Предложен способ совместной обработки устьевых газодинамических и глубинных геофизических методов исследования скважин с целью оценки дренируемых толщин в разрезах скважин.
Н.И.Дубиной в 1999-2002гг. получены принципиально новые функциональные зависимости для определения по фактическим промысловым данным усредненных коэффициентов проницаемости по напластованию и в крест напластования коллекторов водоплавающих залежей /38/. На основе выведенной формулы для расчета распределения давления газа в неразбуренных крыльевых зонах месторождения массивного типа и аппроксимации прогнозных объемов внедрения подошвенных вод экспоненциальной функцией, получено приближенное эмпирическое выражение для оценки продвижения текущего контура газоносности водоплавающей залежи в процессе ее разработки. Разработана методика оценки общего притока подошвенных вод в газонасыщенную часть пласта, учитывающая механизм выделения растворенного в пластовой воде газа и адаптируемая по данным о фактическом подъеме газоводяного контакта. Решены в упругой постановке задачи о напряженном состоянии призабойной зоны пласта, вызываемом фильтрацией газа к стволу скважины и общим падением пластового давления.
М.Г.Жариковым в 1997-1999гг. предложен новый метод расчета и обоснования режима работы горизонтальных газовых скважин (ГГС), подключенных в общий газосборный коллектор, с учетом влияния каждой скважины на работу соседних, при различных схемах подключения к коллектору и отвода газа к УКПГ. Проведены исследования и даны рекомендации по обоснованию и выбору рационального режима работы горизонтальных газовых скважин вскрывших однородные и неоднородно-многослойные залежи массивного и пластового типов. Выявлены некоторые закономерности продвижения подошвенной и краевой воды в газоносную часть залежи вскрытой горизонтальной скважиной. Рекомендованы оптимальные схемы расположения и конструкции скважин, с учетом емкостных и фильтрационных параметров пласта, и величины депрессии на пласт, позволяющие избежать их преждевременного обводнения.
М.Р.Насыровым в 2001-2002гг. показано, что крупные и уникальные месторождения природных газов Западно-Сибирского региона в своем развитии должны в обязательном порядке пройти стадию опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ). Доказано, что даже в условиях отсутствия потребителей газа ОПЭ таких месторождений необходима и возможна. В частности, приоритетной задачей ОПЭ месторождений удаленных от магистральных газопроводов, является не добыча продукции до завершения разведочных работ, а получение наиболее объективной и достоверной информации для оценки перспектив промышленного освоения месторождений и обоснования инвестиций. Г.И.Облековым в 1987-1995гг. разработан комплекс геотехнологических средств изучения и построения различных элементов геолого-промысловых моделей залежи на основе структурного анализа качества коллекторов, включающий: методы получения первичной промыслово-геофизической и геотехнологической информации и обобщения ее в рамках информационных моделей компьютерных баз данных; дифференциальные методы оценки запасов газа; оценку качества работы перфорированных интервалов продуктивного пласта в скважину. Разработана методика выделения газоотдающих интервалов в продуктивном разрезе на основе оценки распределения коэффициентов газонасыщенности призабойных зон /39/. Показано, что для сеноманских газовых залежей принципиально важной информацией, для выбора эффективной системы разработки, является дифференцированная структура запасов по типам коллекторов и распределение запасов по площади и разрезу. Использование новых дифференциальных методов оценки запасов газа для месторождения Медвежье позволило внести принципиальные изменения в системы размещения скважин и распределения отборов газа по зонам УКПГ. Разработана методика выделения газоотдающих интервалов в продуктивном разрезе на основе оценки распределения коэффициентов газонасыщенности призабойных зон, позволяющая принимать обоснованные решения по дополнительной перфорации с целью увеличения продуктивности скважин. Показано, что возникающие осложнения при эксплуатации и капитальном ремонте (самозадавливание, песко-и водопроявления) и освоении скважин можно устранять с помощью разработанных и внедренных на Медвежьем месторождении технологий, способов и технических средств (специальные ПАВ, забойные фильтры, технологии освоения при низких пластовых давлениях, технологии изоляции пластовых вод и
АР-) В.Н.Гордеевым в 1996-2002гг. на основе адаптированной геолого-математической модели уточнены начальные запасы газа по месторождению Медвежье в целом и по зонам дренирования УКПГ. Показано, что при сложившейся стратегии разработки и обустройства месторождений-гигантов, возможность регулирования продвижения газоводяного контакта путем перераспределения отборов газа ограничена. Установлено, что при регулировании разработки путем добуривания скважин необходимо учитывать ухудшение условий самоочистки призабойной зоны пласта. Обосновано по промысловым исследованиям, что скорость начала выноса пластовой жидкости и механических примесей с забоя скважин, равная 4,5 м/с, превышает скорость начала выноса жидкости в 1,36 раза /40/.
Ю.Г.Тер-Саакяном в 1996-2002гг. на основе многолетнего комплексного изучения геологического строения и петрофизических характеристик сеноманских газовых залежей месторождений Крайнего Севера установлено их подобие и разработан единый методологический подход к определению фильтрационно-емкостных свойств пород методами промысловой геофизики. В результате проведения геолого-геофизического мониторинга геологических систем (на примере месторождения Медвежье) установлена статистическая зависимость коэффициента остаточной газонасыщенности и конечной газоотдачи обводненных пород от их литологической характеристики и предполагаемого "давления забрасывания" залежи. Разработаны и внедрены нетрадиционные многофакторные методики анализа и интерпретации геологической, геофизической и промысловой информации для решения задач разведки, освоения и контроля за разработкой газовых месторождений.
В.А.Хилько в 1995-1999гг. доказана возможность определения границ применимости закона Дарси путем проведения исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации без дополнительного измерения дебитов на малых депрессиях. По отношению суммарного содержания ионов Са к суммарному содержанию ионов К и Na и расчета количества конденсационной воды предложено диагностировать природу и компонентный состав выносимой из скважин воды. Предложено диагностировать генезис выносимой с потоком газа механических примесей на основе определения минерального состава, форм и размеров частиц.
Западно-Таркосалинское месторождение
Сеноманская залежь Западно-Таркосалинского месторождения введена в эксплуатацию в 1996г. в соответствии с "Проектом разработки ...", составленным ТюменНИИГипрогазом на годовой отбор газа 15 млрд.м , обоснованный исходя из утвержденных начальных запасов газа в объеме 381 млрд.м3.
Первые годы эксплуатации показали более высокий, по сравнению с проектным, темп снижения пластового давления. В 1999г. в связи с несоответствием проектных и фактических показателей разработки выполнена «Корректировка проекта разработки сеноманской газовой залежи Западно-Таркосал и некого месторождения». В 2001г. с учетом всех новых данных о геологическом строении сеноманской газовой залежи подготовлен пересчет запасов свободного газа объемным методом. Начальные запасы газа, согласно пересчета, составили 325 млрд.м3 и уменьшились на 56,0 млрд.м3 или на 14,7% по сравнению с ранее утвержденными.
Разбуривание Западно-Таркосалинского месторождения велось наклонно-направленным способом по 3-5 скважин в кусте. К концу первого года разработки, добыча газа велась 49 скважинами и составила 5,49 млрд.м3, что выше на 48% выше проектного отбора. Наряду с неподтверждением запасов газа и отставанием ввода скважин это явилось причиной невыполнения проектных решений в последующие годы. В 1998г. годовой отбор был ниже проектного значения на 2,27 млрд.м3. В период 1999-2003гг. при вводе в эксплуатацию всех 88 проектных скважин годовые отборы газа практически соответствовали проектным значениям. В настоящее время на месторождении действует проектный фонд - 88 скважин, объединенных в 23 куста, девять наблюдательных, три пьезометрические и две поглощающие скважины (рисунок 2.9).
За 2003г. из залежи отобрано 15,112 млрд.м3 природного газа (таблица 2.14, рисунок 2.10). Суммарная добыча газа на 01.01.2004г. составила 104,746 млрд.м3 или 32,2% от вновь утвержденных начальных запасов, скважины эксплуатационного фонда характеризуются достаточно высокими дебитами - в среднем 450 тыс.м3/сут. Пластовое давление в зоне отбора снижается равномерно и на 01.01.2004г. в среднем составляет 7,72 МПа. Устьевое давление снизилось до 7,18 МПа.
Промысел работает в режиме компрессорной эксплуатации. Первая очередь ДКС пущена в эксплуатацию в июне 2003г. В настоящее время в работе находится 1 агрегат ГПА-Ц-3-16 С со степенью сжатия 1,2, два аналогичных агрегата - в резерве.
Проведенная, в рамках геолого-технологического мониторинга анализ разработки сеноманской газовой залежи Западно-Таркосалинского месторождения, позволил автору, в содружестве с другими специалистами, обосновать оптимальные уровни добычи газа, режимы работы скважин и другие технологические показатели разработки на ближайшую перспективу. Согласно расчетам на геологазогидродинамической модели период постоянной добычи газа (15 млрд.м3) продлится еще не менее трех лет (таблица 2.15).
Сеноманская газовая залежь Губкинского месторождения введена в эксплуатацию в июле 1999г. в соответствии с проектом разработки, выполненным ТюменНИИгипрогазом. Проект предусматривает добычу газа в объеме 13 млрд.м3 в год на южном участке месторождения, 79 скважин. Ввод в эксплуатацию северного участка, проектом предполагается на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов газа. Средний проектный дебит скважин на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 212 тыс.м3/сут /65/.
Начало разработки сеноманской газовой залежи показало высокие добывные возможности пласта, что позволило коллективам проектировщиков и специалистам-производственникам с участием автора, обосновать возможность увеличения объемов годовой добычи на 15% /66, 67/. С целью обеспечения качества подготовки газа, автором предложена модернизация абсорбера осушки газа /68/, позволяющая повысить производительность УКПГ и снизить унос абсорбента.
В настоящее время в соответствии с действующим проектным документом эксплуатируется только южный участок месторождения.
Согласно расчетам годовая добыча газа в объеме 15 млрд.м3 при существующем фонде - 74 эксплуатационных скважин обеспечивается разработкой залежи только до 2008г. Разбуривание участка осуществлено наклонно-направленными скважинами, сгруппированными в 25 кустов по 2-3 скважины в кусте. По состоянию на 01.01.2004г. общий фонд составляет 89 скважин, в т.ч. 74 эксплуатационных, 12 наблюдательных и две поглощающих (рисунок 2.11).
На 01.01.04г. дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 396 тыс.м3/сут до 775 тыс.м3/сут при среднем значении 588 тыс.м3/сут, что практически соответствует проектному значению. За 2003г. отбор газа составил 15,215 млрд.м3, что соответствует проектному уровню. С начала эксплуатации месторождения отобрано 63,549 млрд.м3 против 63,18 млрд.м3 по проекту (таблица 2.16, рисунок 2.12).
С начала разработки на промысле ведутся работы по контролю за техническим состоянием скважин: определение текущего забоя эксплуатационных скважин, оценка качества крепления ствола методами ГИС, ежемесячный контроль межколонного давления по всему фонду скважин, определение наличия механических примесей и воды в газе. Согласно выполненным работам техническое состояние эксплуатационного фонда скважин удовлетворительное. Однако, после ввода в эксплуатацию северного участка, при эксплуатации скважин могут возникнуть осложнения, связанные с гидратообразованием, с активизацией водонапорного режима.
Результаты испытания отечественной регулярной насадки в условиях газового промысла
Значительное число газовых промыслов России оснащено абсорбционным оборудованием, представляющим собой многофункциональный агрегат (МФА). Сотни таких аппаратов позволили в 70-80-х годах прошлого столетия освоить крупнейшие газовые месторождения страны (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и др.). Именно замена трех, отдельно стоящих аппаратов — первичного сепаратора сырого газа, собственно абсорбера осушки газа и фильтра-сепаратора, позволила отечественному аппаратостроению и предприятиям строительства газодобывающих объектов в кратчайшие сроки обеспечить газовую отрасль современным и эффективным технологическим оборудованием и обустроить крупнейшие газовые месторождения. Реализация данного технического решения стала возможной благодаря использованию в МФА высокоскоростных прямоточно-центробежных контактных элементов или сочетанию их с сетчатыми тарелками вместо колпачковых тарелок, допускающих сравнительно небольшие скорости потока газа в свободном сечении, Был достигнут мировой приоритет по затратам металла технологического оборудования на единицу получаемого кондиционного газа, а именно 0,091 кг металла/м3 газа в час. При этом фактор скорости F = wjp (где , р — скорость и плотность газа при рабочих условиях) достигал 4,4-5,12, т.е. значений, не имеющих прецедента для тарельчатых аппаратов.
В настоящее время в связи с постепенным истощением газовых месторождений, условия эксплуатации абсорберов на газовых промыслах резко изменились. В результате снижения технологического рабочего давления резко возросли рабочие скорости в МФА и влагосодержание исходного сырого газа, а также содержание в нем капельной жидкости, механических примесей и солей. Эти факторы сказались на эксплуатационной надежности абсорбционного оборудования и качестве осушаемого газа. Необходимость поддержания производительности газовых промыслов на проектном уровне потребовала строительства дорогостоящих дожимных компрессорных станций, что привело к попаданию технических жидкостей, а именно смазочных масел в осушаемый газ и повышению его температуры /96, 97/.
На основе анализа отечественных и зарубежных технических решений, а также опыта проектирования абсорбционного оборудования ДАО ЦКБН разработало и изготовило комплект внутренних устройств, заменяющий тарельчатую конструкцию абсорбера для осушки газа насадочной. Под руководством автора настоящей работы проведены испытания отечественной регулярной насадки путем модернизации действующего оборудования в реальных условиях газового промысла. С этой целью специалисты Комсомольского газового промысла ООО «Ноябрьскгаздобыча» и ДАО ЦКБН провели монтаж данной насадки в серийном абсорбере осушки газа (диаметр 1800 мм).
Сущность модернизации абсорбера заключалась в замене существующей массообменной секции тарельчатой конструкции на регулярную (пластинчатую) насадку. Подача регенерированного диэтиленгликоля (РДЭГа) на контакт с газом осуществлялась распределителем жидкости. Массообмен между газом и жидкостью происходил в пленочном режиме - сырой газ, поступающий из сепарационной секции аппарата (или из отдельно стоящего первичного газосепаратора), перемещался снизу вверх по аппарату в межпластинчатом пространстве насадки, отклоняясь на определенный угол от вертикали (последовательно) в каждом слое насадки. При этом газовый поток контактировал с гликолем, стекающим сверху вниз в виде пленки по пластинам и сетчатому жгуту. Поднимаясь, газ постепенно осушался, а гликоль, абсорбируя пары воды из газа, насыщался влагой. После массообменной секции насыщенный водой диэтиленгликоль (НДЭГ) направлялся на регенерацию, а осушенный газ, минуя распределитель жидкости, поступал в газораспределительную секцию, где газовый поток равномерно распределялся по всему сечению абсорбера, и его скорость становилась минимальной (при этом минимальную скорость приобретали также капли гликоля, которые оседали на газораспределительной секции и не попадали в фильтр-коалесцирующую ступень).
На Комсомольском газовом промысле были проведены сравнительные промышленные испытания насадочных абсорберов, разработанных в ДАО ЦКБН, и с насадкой Melllapak-250Y фирмы Sulzer Chemtech (Швейцария). Газ, подаваемый для осушки, содержал 97,683% СН4; 0,194% С2Н6, 2,11% N2; 0,013% С02.
В процессе испытаний измерялась производительность аппарата, давление и температуры газа, подачи и температура подаваемого гликоля, гидравлическое сопротивление секций аппарата (массообменной и фильтр-коалесцирующей), а также температура точки росы осушенного газа и потери гликоля с осушенным газом. При этом температуру точки росы осушенного газа измеряли прибором «Харьков-1М», потери гликоля с осушенным газом — измерителем уноса жидкости (метод замера — весовой, место замера — вертикальный участок трубопровода осушенного газа, после аппарата); концентрацию РДЭГа и НДЭГа находили методом Дина и Старка (определение содержания воды отгонкой с органическим растворителем — толуолом).
Испытания показали:
опытный образец разработанной отечественной насадки работоспособный и эффективный, аппарат обеспечивает качество осушенного газа, требуемое ОСТ 5140-93;
абсорбер осушки газа с данной насадкой соответствует лучшим зарубежным образцам,
потери гликоля с осушенным газом при факторе скорости 4,71 не превышают 1,Or/1000м , что значительно ниже нормативного значения (8,0г/1000м3)
На основании проведенных промышленных испытаний автором сделаны следующие выводы:
- абсорбер осушки газа с отечественной регулярной пластинчатой насадкой не уступает по основным техническим характеристикам насадочному аппарату фирмы Sulzer Chemtech,
- сепарационная способность отечественной регулярной насадки несколько выше, чем насадки Mellapak-250Y, что обеспечивает повышенную эффективность сепарации секции доулавливания гликоля, увеличивает ресурс работы фильтр-коалесцирующих патронов, снижает безвозвратные потери гликоля (унос гликоля) из аппарата с осушенным газом;
- незначительные потери гликоля с осушенным газом (до 1,0г/1000м3) предполагают для данной конструкции абсорбера принципиальную возможность исключения из секции доулавливания гликоля ступени фильтр-коалесцирующих патронов или (при их сохранении), обеспечения существенного резерва производительности по газу;
- исключение фильтр-коалесцирующей ступени позволяет увеличить высоту массообменной секции с обеспечением требований по качеству подготовки газа при снижении технологического давления (в так называемый компрессорный период эксплуатации) для осушки газа с повышенной температурой:
- отсутствие фильтр-коалесцирующей ступени позволяет разрабатывать аппараты с меньшими габаритными размерами и металлоемкостью, уменьшить число люков, а также существенно снизить эксплуатационные затраты (благодаря безостановочной работе аппарата), затраты на демонтаж, перемотку и монтаж фильтр-коалесцирующих элементов (патронов), при этом такой технико экономический показатель работы абсорбера, как межремонтный период, можно исключить.
Современные научно - технические решения при обустройстве и разработке Комсомольского месторождения
Добыча углеводородного сырья на севере Тюменской области началась с пуска в эксплуатацию Медвежьего месторождения в 1972г. В настоящее время эксплуатацию промыслов ведут ООО: «Надымгазпром», «Ямбурггаздобыча», «Уренгойгазпром», «Ноябрьскгаздобыча». Последнее является лидером по количеству разрабатываемых месторождений - пять газовых залежей.
Сеноманская газовая залежь Комсомольского газоконденсатонефтяного месторождения явилась промысловым объектом, на котором впервые апробированы новые научно-технические решения. Основной особенностью газовой залежи является наличие нескольких относительно обособленных участков (куполов) с различными запасами газа, фильтрационно-емкостными характеристиками, условиями освоения. Газогидродинамическое моделирование процесса разработки этих участков позволило предложить концентрацию мощностей по подготовке и компримированию газа на самом крупном - восточном участке. С остальных участков газ подается за счет естественного перепада давления между куполами, сформировавшегося в процессе разработки месторождения. Для обеспечения межпромыслового транспорта газа на западном и северном куполах предусмотрены две установки предварительной подготовки газа (УППГ).
Широкое применение на Комсомольском месторождении нашли коллекторная телескопическая схема сбора газа от кустов скважин. Впервые в отрасли использованы шлейфы диаметром до 1020мм.
На месторождении в полной мере использованы такие принципы обустройства и разработки, как центрально-групповое размещение эксплуатационных скважин в присводовой части структуры, дифференцированная схема вскрытия продуктивного горизонта, бурение укрупненных кустов наклонно-направленных скважин.
Опыт эксплуатации сеноманской залежи Комсомольского месторождения доказал высокую эффективность новых научно-технических решений. Ежегодный анализ текущего состояния разработки, выполняемый в рамках авторского контроля, указывает, что основные проектные решения выполняются, соблюдаются технологические режимы работы систем добычи, сбора и подготовки газа, обеспечиваются плановые уровни добычи углеводородного сырья.
Особенности геологического строения и разработки северных месторождений и связанные с ними новые научно-технические решения нашли свое отражение при проектировании и обустройстве сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения, характерной особенностью которого явилось наличие нескольких относительно обособленных участков залежи. Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный. Традиционная схема обустройства такого месторождения предполагала разработку каждого купола как самостоятельного объекта. Однако детальный анализ геологического строения и результаты математического моделирования поведения залежи в процессе разработки позволили существенно модернизировать схему добычи газа и выбрать оптимальный вариант освоения и эксплуатации месторождения. Реализованным проектом разработки впервые в отрасли было рекомендовано сосредоточить все мощности по подготовке и компримированию газа на наиболее крупном восточном участке, построив на северном и западном куполах только установки предварительной подготовки газа (УППГ) и обеспечить подачу газа с этих участков на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) за счет регулирования перепада текущего пластового давления между куполами. Такая схема наряду с уменьшением объемов капитальных вложений в обустройство промыслов позволила существенно снизить затраты на эксплуатацию месторождения.
Результаты газодинамического моделирования процесса разработки месторождения подтвердили высокую продуктивность восточного участка залежи, что позволило впервые в практике разработки сеноманских газовых залежей рекомендовать увеличенное количество наклонно-направленных скважин в кусте. Сейчас на этом участке работают кусты из 5-7 скважин. Основные первоначальные проектные решения по разработке приведены в таблице 4.5.
С целью снижения металлоемкости на Комсомольском месторождении также впервые в полном объеме реализована телескопическая коллекторная схема сбора газа, предусматривающая подключение нескольких кустов добывающих скважин к одному межпромысловому коллектору увеличивающемся в диаметре по мере роста количества подключенных кустов.
Система промыслового сбора газа на промысле предусматривает сбор и транспорт добываемого природного газа от кустов скважин до установки комплексной подготовки газа (УКПГ) на восточном куполе и до установок предварительной подготовки газа (УППГ) на западном и северном куполах. Для подачи газа от УППГ до УКПГ предусмотрены газосборные коллекторы.
На газовых месторождениях севера Тюменской области широкое распространение получили две основные схемы промыслового сбора газа: лучевая и коллекторная.
На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на месторождениях Тюменской области и исходя из технико-экономических расчетов для Комсомольского газового промысла принята коллекторная схема сбора газа. Телескопические коллекторы с увеличивающимися по мере подключения кустов скважин диаметрами на восточном куполе достигают 1020 мм при пропускной способности до 26млн.м3 сырого газа в сутки. Шлейфы такого диаметра на Комсомольском газовом промысле использованы впервые в отрасли.
Телескопическая схема сбора газа по сравнению с лучевой позволила снизить металлоемкость до 25%, более чем в два раза сократить общую протяженность газосборных сетей, уменьшить площадь отводимых на время строительства земель, снизить расход изоляционных материалов, железобетонных утяжелителей и нетканых синтетических материалов.
Использование современных научных методов проектирования с применением математического моделирования и ЭВМ обеспечило выбор оптимальных соотношений диаметров газосборных сетей, позволяющих коллекторной схеме сбора газа стабильно и эффективно работать в течение всего срока эксплуатации, при изменяющихся дебитах скважин, рабочих давлениях и температурах газа.
На месторождении принята подземная прокладка газосборных сетей без теплоизоляции (северный и восточный куполы) и с теплоизоляцией (западный купол).
Коллекторной схемой сбора и транспорта газа обеспечивается стабильный, безгидратный режим работы газосборных сетей. Минимальная температура газа в любой точке газосборных сетей превышает равновесную температуру гидратообразования на 5-8С. Однако, учитывая возможность гидратообразования при поочередном запуске кустов, предусмотрена подача метанола на наиболее удаленные от УКПГ (УППГ) кусты скважин. При этом расход метанола в 3 раза меньше, чем при лучевой схеме сбора газа, которая бы работала в данных условиях в гидратном режиме.
Примененная коллекторная схема промыслового сбора газа позволила, не снижая надежности и обеспечивая благоприятный гидравлический и температурный режимы эксплуатации, значительно сократить сроки строительно-монтажных работ при сооружении газосборных сетей, сэкономить дорогостоящие материалы: сталь, железобетон, изолирующие и оберточные материалы, метанол. На газосборных сетях предусмотрена балластировка газопроводов грунтом с применением нетканых синтетических материалов отечественного производства, что позволило значительно снизить расход железобетона, используемого для утяжелителей, а также сократить транспортные перевозки, что в конечном итоге сократило сроки строительства.
Применение изоляционных покрытий из одного слоя ленты и одного слоя обертки по характеристикам, соответствующим покрытиям усиленного типа, позволило практически в два раза уменьшить расход изоляционных материалов и соответственно сократить сроки строительства.
