Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы эксплуатации месторождений природных газов в период падающей добычи 11
1.1 Особенности разработки месторождений природных газов на завершающей стадии эксплуатации 11
1.2Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения Медвежье 18
1.3 Анализ системы сбора и подготовки газа в период эксплуатации месторождения 22
1.4 Оценка остаточных запасов газа разрабатываемых месторождений...28
1.5 Динамика объемов добычи природного газа в различные периоды эксплуатации 32
1.6 Методика определения конечной газоотдачи месторождений природных газов в различные периоды эксплуатации 36
1.6.1 Определение конечной газоотдачи залежи при естественном истощении пластовой энергии 38
1.6.2 Определение конечной газоотдачи залежи при компрессорной эксплуатации 45
Выводы к главе 1 50
2 Применение эжекторных технологий при разработке месторождений природных газов 51
2.1 Принципы работы газовых эжекторов 52
2.2 Конструкции газоструйных аппаратов 58
2.3 Газодинамические характеристики газового эжектора 64
2.4 Применение газовых эжекторов в газонефтяной промышленности 69
2.5 Методика расчета основных параметров газоструйных аппаратов в газодобыче 81
Выводы к главе 2
Определение степени извлечени природного газа в период падающей добычи с использованием эжекторных технологий .. 91
3.1 Определение газоотдачи месторождения при использовании газовых эжекторов 93
3.2 Определение конструктивных параметров эжекторов 100
3.3 Прогнозирование допустимого снижения устьевого давления на основе данных об эксплуатации скважин 104
Выводы к главе 3 112
4 Технико-экономическое обоснование применения эжекторных технологий в газодобыче 113
4.1 Сравнительный анализ предлагаемых технологий компримирования природного газа 114
4.2 Оценка себестоимости газа, добываемого в период падающей добычи при компрессорном и эжекторном вариантах компримирования 116
4.3Определение объемов топливного и товарного газов при реализации предлагаемых вариантов компримирования... 117
Выоды к главе 4 :120
Основные выводы и заключение 121
Список использованных источников
- Анализ системы сбора и подготовки газа в период эксплуатации месторождения
- Методика определения конечной газоотдачи месторождений природных газов в различные периоды эксплуатации
- Газодинамические характеристики газового эжектора
- Прогнозирование допустимого снижения устьевого давления на основе данных об эксплуатации скважин
Введение к работе
Актуальность работы
В настоящее время одной из актуальных проблем газовой промышленности является повышение эффективности систем разработки месторождений природных газов, вступающих в завершающий период эксплуатации.
В 2009 году добыча газа по месторождениям ОАО «Газпром» составила более 450 млрд. куб.м газа. Доля газа, добываемого на указанных месторождениях, находящихся на завершающей стадии эксплуатации постепенно снижается, но остается значительной, и составляет 1/3 от объема добываемого российского газа.
На заключительной стадии разработки месторождений остаточные запасы газа относят к трудноизвлекаемым по геолого-технологическим и экономическим критериям, а добываемый газ - к низконапорному по энергетическим и экономическим показателям.
Процесс истощения газовой залежи приводит к падению давления в точке подключения к магистральному газопроводу. Для обеспечения условий транспортировки газа начиная с момента достижения минимально допустимого давления для подачи в магистральный газопровод необходимо компримирование добываемого газа. Однако, ввод и развитие дожимных мощностей требуют значительных затрат. Кроме этого, при вводе компрессоров в период падающей добычи возникают организационно-производственные сложности при практической реализации такой стратегии.
В связи с этим, представляет интерес исследование возможных путей реализации оптимального технологического обеспечения эксплуатации залежей с целью поддержания планируемых уровней добычи газа. Эта цель может быть достигнута за счет либо осуществления оптимальной стратегии поиска технологий в масштабе промысла при заданном наборе возможных мероприятий, либо путем внедрения принципиально новых средств, позволяющих осуществлять добычу газа в заданных объемах.
Одним из возможных направлений решения указанных проблем является применение эжекторных технологий. Не наращивая дожимные мощности увеличить давление низконапорного газа на входе в магистральный газопровод возможно за счет энергии высоконапорного потока, поступающего на эжектор после системы подготовки газа. Время и место подключения газового эжектора, характеристики его работы и конструкция в значительной мере влияют на давление в системе сбора и подготовки газа.
Поэтому поиск наиболее эффективных возможностей применения эжекторных технологий при эксплуатации месторождений природных газов в период падающей добычи является актуальным исследованием.
Целью работы является разработка методики и рекомендаций, позволяющих повысить технологическую и экономическую эффективность
применения газовых эжекторов для увеличения степени извлечения газа из месторождений.
Основные задачи исследований:
Анализ и исследование применения эжекторных технологий на месторождениях углеводородов и подземных хранилищах газа (ПХГ).
Разработка метода оценки допустимого снижения устьевого
давления с использованием газовых эжекторов для повышения степени извлечения углеводородов при эксплуатации месторождений природных газов
Моделирование процессов совместной эксплуатации системы «скважины - дожимной комплекс» и «скважины - эжекторы - дожимной комплекс».
Разработка алгоритма расчета характеристик (давлений высоко- и низконапорных потоков, коэффициента эжекции, давления смеси и т.д.) и конструктивных параметров эжекторов, обеспечивающих заданные значения технологических показателей на различных этапах разработки месторождений.
Сравнительный анализ компрессорного и эжекторного вариантов компримирования в период падающей добычи природного газа.
Анализ технико-экономических показателей эффективности применения эжекторных технологий в изменяющихся промысловых условиях.
7. Апробация предлагаемых методов эксплуатации скважин в период
падающей добычи.
При выполнении работы использованы методы теории нефтегазовой гидромеханики, газодинамики, теории проектирования и моделирования разработки месторождений природных газов.
Научная новизна работы заключается в следующем:
Предложены методы и алгоритмы оценки конечной газоотдачи газовых залежей при применении эжекторных технологий.
Разработаны алгоритмы расчета технологических характеристик и конструктивных параметров газовых эжекторов, обеспечивающих заданные значения показателей разработки.
Впервые получены зависимости характеристик и конструктивных параметров газовых эжекторов от текущих значений технологических показателей.
Создана методика обоснования эффективности применения эжекторных технологий для повышения степени извлечения газа.
Показана технико-экономическая эффективность применения эжекторных технологий в период падающей добычи.
Защищаемые положения
Методика оценки конечной газоотдачи месторождения природных газов при применении эжекторов.
Метод оценки допустимого снижения устьевого давления при применении эжекторов для увеличения срока эксплуатации скважин.
Метод расчета характеристик газовых эжекторов, обеспечивающих заданную газоодачу.
Технико-экономическое обоснование применения газовых эжекторов в системах добычи природного газа.
Результаты апробации предложенных расчетных методов на промысловых примерах.
Практическая значимость работы
Разработанная методика оценки технико-экономической эффективности применения эжекторных технологий в изменяющихся промысловых условиях позволяет определять целесообразность различных стратегий поддержания заданных уровней добычи газа с использованием газовых эжекторов, согласовать режимы работы дожимных компрессорных станций и эжекторных систем. Сравнительный анализ компрессорных и эжекторных технологий компримирования позволяет рекомендовать различные схемы применения эжекторов в системах обустройства месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.
Апробация работы
Результаты работы использованы при выполнении научно исследовательских работ по заданию Министерства образования и науки РФ по следующим темам:
Технологические решения при разработке месторождений природных газов в период падающей добычи;
Разработка энергосберегающих методов использования природного газа для локальных нужд.
Основные положения и результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах:
1. Восьмая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и
студентов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва,
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 6-9 октября 2009 г.,
2. VIII Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная
80-летию РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1-3 февраля 2010 г.
3. Международная научно-практическая конференция «Мировые ресурсы и
запасы газа и перспективные технологии их освоения», Москва,
ООО «Газпром ВНИИГаз», 28-29 октября 2010 г.
4. Итоговая конференция по результатам выполнения мероприятий Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2012 годы» по приоритетному направлению «Рациональное природопользование», Москва РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 15 декабря 2010 г.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 9 работ: в том числе 4 статьи в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК Минобрнауки РФ, 4 тезиса докладов и 1 программа для ЭВМ.
Объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 133 страницах и содержит 35 рисунков, 10 таблиц. Список использованной литературы состоит из 95 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность коллективу кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и её заведующему профессору Ермолаеву А. И. за сотрудничество и ценные обсуждения в процессе выполнения работы.
Анализ системы сбора и подготовки газа в период эксплуатации месторождения
Западная Сибирь и особенно ее северные районы (Ямало-Ненецкий автономный округ) являются основным регионом добычи природного газа в Российской Федерации. Это определяет большое внимание к проблемам рационального использования месторождений природных газов.
История освоения газовых месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции включает в себя три основных этапа. Первый этап связан с открытием и освоением в начале 50-х годов прошлого века сравнительно небольших по размерам газовых залежей (с незначительным содержанием газового конденсата) в Березовской нефтегазоносной области. Начало второго этапа (70-е годы) характеризуется ускоренной разведкой и вводом в разработку сеноманских залежей уникальных месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе: Медвежьего (1972г.), Уренгойского (1978г.), Ямбургского (1985г.) и др. Параллельно шло освоение валанжинских газоконденсатных залежей Уренгойского (1985г.), Ямбургского (1989г.) месторождений [47].
Для исследований, проводимых в рамках данной работы, особое значение имеет опыт разработки и анализ проблем, возникающих при разработке сеноманских залежей. Как известно, подход к геологическому изучению залежей основывается на методике ускоренной разведки. К примеру, сеноманская газовая залежь Медвежьего месторождения, площадью 2106 км2, была разведана только 32 разведочными скважинами, 27 из которых находятся в контуре газоносности. В связи с этим, на стадии первичного проектирования ученым и специалистам пришлось столкнуться с первой проблемой, а именно, необходимостью принятия решений в условиях неопределенности, связанной с недоизученностью параметров пласта. Действительно, в процессе изучения уже на стадии эксплуатации величина начальных запасов газа увеличилась на 42%, уровни годовой добычи возросли на 17%, фонд скважин на сегодняшний день на 60% превышает первоначальный проектный. Следствием этому явилась необходимость в 9 проектных документах по разработке Медвежьего месторождения, выполненных с 1972 по 2000 гг [46].
Аналогичная ситуация отмечается и для других месторождений. Следует подчеркнуть, что одним из основополагающих параметров, определяющих рациональное проектирование разработки, является величина начальных запасов углеводородного сырья и их распределение в объеме залежи. Именно запасы определяют как стратегию освоения, так и основные параметры разработки (объемы добычи, запас пластовой энергии, фонд скважин, схема их размещения и др.) [3, 4, 9, 18, 22, 48, 50, 51, 62, 76].
Одним из главных факторов, определявших стратегию и тактику на первом этапе освоения газовых месторождений на севере Западной Сибири являлись гигантские размеры структур по площади (сотни и тысячи кв. км). Естественно, что большие размеры залежей, наличие обособленных участков, в сочетании с невысокой степенью изученности, предопределяют необходимость поэтапного освоения месторождений. Так, например, разница во времени пуска первого (южного) и последнего (северного) участков Медвежьего месторождения составила семь лет. Разновременность ввода накладывает особые условия на реализацию мероприятий, направленных на регулирование разработки по причинам дифференциации давлений на различных участках залежей, внутрипластовых перетоков газа, различных темпов обводнения продуктивных горизонтов и т.п.
Проблемами стадийности обустройства и разработки месторождений в свое время занимались А.П. Крылов [39, 40], Б. Б. Лапук, Ф. А. Требин, С.Н. Закиров [28, 29] и др. Согласно их предложениям скважины первой очереди бурятся по разряженной сетке для доизучения геологического строения пласта и определения их коллекторских свойств. Скважины второй очереди размещаются в наименее дренируемых зонах пласта, что позволяет сохранять или наращивать темпы добычи углеводородного сырья, повышать нефте- и газоотдачу. Аналогичные выводы получены в работах Ю. П. Коротаева, В. П. Савченко, А. Л. Козлова, где показана целесообразность использования этапа опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) при освоении месторождений севера Тюменской области.
В значительной мере этот принцип реализован на месторождении Медвежье. Если первым проектным документом (1971г.) предусматривалось бурение 280 скважин, то фактический фонд превышает ранее принятый почти в 2 раза. Дополнительное бурение позволило охватить дренированием новые участки залежи (УКПГ - 8а), увеличить объемы добычи газа на участках УКПГ, обеспечить оптимальные технологические режимы работы скважин [78].
Другой характерной особенностью освоения крупных газовых залежей в условиях Севера является применение центрально-групповой схемы размещения эксплуатационных скважин, как правило, в присводовых частях структур. С одной стороны, такая схема положительно отражается на технико-экономических показателях работы добывающих предприятий, экологической обстановке на территориях, а, с другой, приводит к формированию региональных депрессионных воронок и неравномерной выработке запасов газа по площади залежи. Это ведет к образованию крупных недренируемых зон и недоизвлечению природного газа [46].
Практически все сеноманские газовые залежи являются массивными или пластово-массивными, водоплавающими, т.е. подстилаются подошвенной водой по всей площади газоносности. Данная особенность обуславливает необходимость применения дифференцированной схемы вскрытия продуктивных горизонтов, с целью равномерной отработки разреза и предотвращения преждевременного прорыва пластовой воды к забоям скважин. Суть дифференцированного вскрытия заключается в том, что, во-первых, скважины перфорируются в различных частях разреза, во-вторых,
Методика определения конечной газоотдачи месторождений природных газов в различные периоды эксплуатации
В качестве базовой принята себестоимость добычи газа на начало периода падающей добычи. Себестоимость возрастает в связи: - с ростом затрат по ремонту скважин и наземного оборудования; - естественным снижением производительности добывающих скважин; - необходимостью финансирования реконструкции технологического оборудования; снижением дохода от реализации газа при сохранении эксплуатационных расходов и налоговых платежей [69].
Значительные запасы низконапорного газа требуют создания специальных технологических решений при эксплуатации и ремонте скважин при низких пластовых давлениях; разработке высокоэффективного оборудования по компримированию, переработке и утилизации низконапорного газа на промысле, разработки новых технологий добычи низконапорного газа. Методика определения конечной газоотдачи месторождений природных газов в различные периоды эксплуатации
В данной работе предлагается методика определения конечной газоотдачи месторождений природных газов, учитывающая бескомпрессорный режим эксплуатации, а также компримирование и эжектирование газа для повышения степени извлечения газа. Схематично предлагаемая методика представлена на рис. 1.6 в виде блок-схемы расчетов для определения значения конечной газоотдачи.
Блок-схема расчетов по определению конечной газоотдачи месторождений природных газов. Суть методики заключается в следующем. Газоотдача //0 определяется при естественном истощении залежи. Если значение текущего коэффициента извлечения газа больше заданного проектного rj3ad, то осуществляется бескомпрессорная эксплуатация.
При Цо-Чзаь необходимо компримирование газа для достижения условий подачи добываемого природного газа в магистральный газопровод. Подключив первую ступень компримирования, определяем значение газоотдачи /// и при нарушении условий tjj tj3ad возникает необходимость в наращивании дожимньгх мощностей компрессоров.
Рассчитав газоотдачу при двух- и трехступенчатом компримировании, автором исследуется альтернативный - эжекторныи вариант эксплуатации месторождения. Газ, добываемый из скважин поступает в качестве низконапорного потока, часть очищенного и подготовленного газа в качестве высоконапорного потока направляется после системы подготовки по возвратной линии с последующим дожатием в одну ступень, для создания большей разности давлений между потоками и снижения объема высоконапорного газа, циркулирующего в системе эжектирования.
Методика позволяет рассчитать, и компрессорный, и эжекторныи варианты компримирования, сопоставить результаты расчета и выбрать наилучшее решение с технологической и экономической точек зрения. Особое значение результаты исследований имеют для месторождений, вступивших в период падающей добычи, когда себестоимость добываемого газа в процессе эксплуатации резко возрастает. 1.6.1 Определение конечной газоотдачи залежи при естественном истощении пластовой энергии
Добываемый на месторождениях или ПХГ природный газ в зависимости от своего компонентного состава направляется либо в единую систему газоснабжения, либо на газоперерабатыващие заводы. В данной работе рассматриваются метановые месторождения без агрессивных компонентов с подачей добываемого на них газа в единую систему газоснабжения (ЕСГ).
Наличие в добываемом природном газе кислых компонентов, например сероводорода, углекислого газа и др. (Оренбургское, Астраханское месторождения) обуславливает необходимость его глубокой переработки, что ориентирует на использование коррозионноустоичивых материалов для изготовления эжекторов.
Прогнозирование газоотдачи таких объектов выходит за рамки рассмотренной автором задачи и требует проработки в рамках таких дисциплин как материаловедение и технологии переработки углеводородного сырья.
Схема обустройства промысла трансформирована автором в систему расчетных соотношений, последовательно описывающих энергетический баланс потока добываемой продукции. К этим соотношениям относится уравнение материального баланса газовой залежи (как в случае газового, так и водонапорного режимов), уравнение притока газа к забою скважины, уравнение подъема газа от забоя к устью, уравнение потока газа в поверхностной сети сбора с учетом потерь давления в системе подготовки.
Заданной величиной является текущий коэффициент извлечения газа (КИТ) ц. Для оценки данного параметра можно модифицировать подход, изложенный в работе [26]. Отличием предлагаемого алгоритма от расчета, приведенного в [26] является моделирование работы газового промысла с применением различных вариантов компримирования. режима это отношение постоянно и равно 1, выражение (1.2) переходит в выражение (1.1).
В работе [46] выполнено обобщение фактических данных обводнения разрабатываемых сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона, на основе которого получена закономерность, представленная на рис. 1.7. Кроме того, выполнено исследование тенденций выбытия эксплуатационного фонда по причине обводнения, на основании чего получена закономерность, представленная на рис. 1.8.
Газодинамические характеристики газового эжектора
Первоначально работы по исследованию и разработке методики расчета газоструйных аппаратов в нашей стране выполнялись под руководством Христиановича С. А., Миллионщикова М. Д., Рябинкова Г. М., Требина Ф. А. вЦАГИиАНСССР[61].
Совершенствование методов расчета струйных аппаратов и развитие теории движения свободной струи продолжил Абрамович Г. Н. в своих работах в области прикладной газовой динамики [1,2].
Существуют различные методики расчета основных параметров работы газовых эжекторов с одним соплом активного газа, с цилиндрической камерой смешения и простым расширяющимся диффузором.
Первая методика по расчету и применению газовых эжекторов была разработана в 1958 году под руководством И. Г. Портнова [32]. Расчетные соотношения, изложенные в данной методике применимы для сверхкритических режимов работы эжектора. На основе экспериментальных исследований были построены сетки расчетных кривых для определения коэффициента эжекции в зависимости от соотношений давлений высоконапорного и низконапорного газов, соотношений сопел смешиваемых потоков и т.д. При их помощи решен ряд задач по определению давлений, расходов смеси и потоков, а также конструктивных параметров эжектора. Определялся коэффициент эффективности работы эжектора путем сопоставления давления смеси к давлению, получаемому при идеальном процессе, когда сумма энтропии газов равняется энтропии смеси.
В 1976 году для газовых месторождений Краснодарского края вступивших в период падающей добычи К. С. Басниевым и В. В. Жировым была предложена технология использования избыточного давления газа высоконапорных скважин при помощи газовых эжекторов [11]. В данной работе вычислительной основой явились соотношения, изложенные в вышеупомянутой методике. В результате расчетов определены конструктивные параметры газового эжектора: площадь, диаметр и длина камеры смешения, длина диффузора, диаметр сопла высоконапорного газа, коэффициент эжекции и давление смеси.
Методика расчета основных типов струйных аппаратов 1989 года, разработанная Е. Я. Соколовым и Н. М. Зингером учитывает различия температур, газовых постоянных, коэффициентов сверхсжимаемости, плотностей, теплоємкостей и других параметров высоконапорного и низконапорного газовых потоков [64]. На основе многочисленных экспериментальных исследований приведены номограммы для определения оптимальных геометрических параметров газовых эжекторов.
В 90-е годы во ВНИИГазе под руководством И. Н. Царева предложена схема двухступенчатого компримирования с применением газовых эжекторов для Уренгойского месторождения. Система сверхзвуковых эжекторов устанавливается перед входом в компрессорный цех первой ступени компримирования. Суточный отбор газа из скважин распределяется в равных долях и направляется в качестве низконапорного потока на эжекторы, высоконапорный газ поступает из шлейфа, проведенного от выходного коллектора магистрального газопровода [33].
В 2009 году специалистами ООО «ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ» разработана методика расчета режимов работы газовых эжекторов с учетом термодинамических свойств реального газа, применительно к различным технологическим процессам эксплуатации подземных хранилищ газа [67].
В настоящее время работы по исследованию и совершенствованию газоструйных эжекторов традиционно продолжаются в ЦАГИ, направление которых сводится в основном к совершенствованию отдельных элементов сопел. Наибольший интерес применительно к условиям использования газоструйных эжекторов в газовой отрасли, в частности на ПХГ в каменной соли, представляют исследования газового эжектора с соплом низконапорного газа, перфорированным продольными щелями. В этих аппаратах удается повысить характеристики путем специальной организации течения на начальном участке камеры смешения. В литературе описаны многочисленные примеры внедрения струйных аппаратов для повышения эффективности добычи, транспорта, хранения и переработки углеводородов. Также они широко внедряются в различных отраслях - атомной энергетики, химической, медицинской, ракетной промышленности и машиностроении.
Эжекторное оборудование, которое используется в нефтегазовом комплексе можно условно разделить на три вида в зависимости от агрегатного состояния взаимодействующих сред: 1. газовые эжекторы; 2. жидкостные эжекторы; 3. эжекторы многоцелевого назначения. В газовых эжекторах высоконапорной и низконапорной средой является газ. Внутренняя конструкция позволяет всасывать очищенный поток газа без капельной жидкости. Данные эжекторы могут быть применены только на объектах с наличием газа высокого давления и оборудования для очистки низконапорного потока газа от жидкости. Эжекторное оборудование в нефтегазовом комплексе используется для: 1. утилизации газа или жидкости низконапорных скважин (при невозможности работы на общую схему сбора); 2. возобновление фонтанирования нефтяных или газоконденсатних скважин, путем откачки нефти или конденсата с газом при снижении устьевого давления; 3. утилизации газа дегазации; газа из факельных сепараторов; 4. утилизации двух и трехфазных сред, газоконденсатной и газонефтеводяной смесей, как в периодическом, так и в постоянном режимах (при невозможности работы на общую схему сбора); 5. применение при освоении скважин, как непосредственно на устье, так и на УКГТГ, для создания аэрированной смеси и для утилизации газа и жидкости;
Прогнозирование допустимого снижения устьевого давления на основе данных об эксплуатации скважин
Сырой газ по газопроводу 1 поступает в первичный сепаратор 2, где из газа удаляются влага и механические примеси, затем газ проходит через фильтр 3 для более тщательной очистки, направляется в компрессорный цех первой ступени компримирования б и поступает на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения (АВО) 7. Охлажденный газ поступает на вторичный сепаратор 8, а из него в абсорбционную колонну 9 для осушки газа до установленной кондиции по влаге. Из абсорбера 9 через фильтр 10 газ направляют в компрессорный цех 11 второй ступени, охлаждают в АВО 12 и подают в выходной коллектор 14 с дальнейшей закачкой его в магистральный газопровод.
Однако, сжатый газ высокого давления в объеме суточной плановой добычи направляется не в магистральный газопровод 14, а на циркуляцию через систему эжекторов 5, устанавливаемых перед вводом газа на первую ступень компримирования.
После сепаратора 2 и фильтра 3 газ через отвод 4 в качестве инжектируемого потока подают в газоструйный аппарат 5, а смесь после эжекторов направляют на первую ступень компримирования механических компрессоров с давлением на 1,2-1,4 МПа больше, чем по действующей схеме. Новая схема позволяет продлить срок эксплуатации газового месторождения на первом этапе примерно на пять лет.
В системе добычи, подготовки и транспорта нефтяного газа применение газоструйных аппаратов возможно, например, при использовании высоконапорного природного газа для компримирования нефтяного газа низкого давления, при использовании избыточной энергии газа магистральных газопроводов для дожатия газа низкого давления, при сборе и транспортировке нефтяного газа низших ступеней сепарации за счет использования энергии газа первой ступени сепарации и в других случаях.
Принципиальные схемы применения газоструйных аппаратов для компримирования нефтяного газа представлены на рис. 2.12. a - o газ в газопровод
Принципиальная технологическая схема применения газоструйньгх аппаратов для компримирования низконапорного нефтяного газа: а - применение газоструйных аппаратов для компримирования дегазированного низконапорного нефтяного газа II и III ступеней сепарации; б - то же с одновременным использованием газоструйных аппаратов в качестве дросселирующих устройств; в - применение газоструйных аппаратов на газопроводе; I, II, III -ступени сепарации нефтегазовой смеси; 1 - газоструйный аппарат; 2 - регулятор давления; 3 - газопровод низконапорного нефтяного газа; 4 - газопровод природного или нефтяного газа высокого давления; 5 — запорное устройство.
На рис. 2.12а показано использование газоструйных аппаратов 1 для компримирования нефтяного газа второй и третьей ступеней сепарации. Согласно технологической схеме нефтегазовая смесь высокого давления поступает в сепаратор первой ступени, в котором осуществляется разделение нефти и газа на отдельные компоненты. Выделившийся газ на первой ступени сепарации направляется в газоструйный аппарат второй ступени в качестве рабочей среды. Инжектируемой средой для газоструйного аппарата второй ступени является газ, выделившийся в сепараторе второй ступени из нефтегазовой смеси, поступившей через регулятор давления 2 из сепаратора первой ступени.
Таким образом, газ дегазации, выделившийся в трех сепараторах с помощью газоструйного аппарата, направляется в газопровод, давление в котором ниже давления смеси после компрессора. Отсепарированная нефть из сепаратора третьей ступени транспортируется непосредственно потребителю.
Из технологической схемы следует, что работа газоструйного аппарата последовательно осуществляется с понижением давлений высоконапорного и низконапорного потоков газа с уменьшением соответственно коэффициента эжектирования на каждом из последующих этапов подготовки нефти к транспорту.
На рис. 2.126 представлена схема подготовки нефти к транспорту с использованием струйных аппаратов на первой и второй ступенях в качестве дросселирующих устройств. Нефтегазовую смесь высокого давления используют в качестве высоконапорного потока газа в струйном аппарате (1) первой ступени, низконапорным становится отсепарированный газ во второй и третьей ступенях. Нефтегазовая смесь после сепаратора первой ступени используется в струйном аппарате второй ступени в качестве высоконапорного потока газа, а низконапорным потоком является отсепарированный газ третьей ступени.
Нефтегазовая смесь третьей ступени, поступившая из сепаратора второй ступени через регулятор давления 2, подвергается окончательной сепарации, после чего очищенная от газа нефть направляется потребителю. Отсепарированный газ со всех ступеней направляется в газопровод потребителю. При этом следует заметить, что газоструйные аппараты в схеме 2.126 являются разнофазовыми, а в схеме 2.12а - однофазовыми. На рис. 2.12в представлена достаточно распространенная схема повышения давления газа низкого давления с помощью газоструйного компрессора 1, рабочей средой в котором служит газ с более высоким давлением. Для осуществления процесса газ из газопровода высокого давления 4 через запорное устройство 5 направляется в качестве высоконапорного потока в газоструйный компрессор 1. Источником низконапорного потока газа является газопровод низкого давления 3. Смешанный поток газов направляется в газопровод потребителю.
Примером эффективного использования газоструйной установки является Бад Лаухштедтское месторождение (Германия). Когда давление газа на газосборном пункте упало до 1,0 МПа подача газа без дожимного устройства стала нецелесообразной. Суточная добыча газа к этому моменту из месторождения составляла около 160- 170 тыс. куб.м. После подключения эжекторнои установки, в которой в качестве высоконапорного потока использовался газ с другого месторождения с давлением 1,8-К2,4 МПа, производительность добычи возросла до 200- -230 тыс. куб.м в сутки.
Доразработка месторождения с помощью эжекторнои установки без строительства компрессорной станции оказалась весьма эффективной. Срок окупаемости установки составил менее месяца.
В подотрасли подземного хранения газа в устойчивых горных породах струйные аппараты различного типа впервые были применены в начале 60-х годов прошлого столетия.
На протяжении многих лет успешно используются газоструйные компрессоры для закачки природного газа в подземные хранилища, созданные в пористых структурах. В работе [37] рассмотрено использование эжекторов на подземном хранилище, созданном на базе выработанного Елшано-Курдюмского месторождения газа, схема работы которых представлена на рис. 2.13. газ поступающий вПХГ
Закачка газа в пласт по такой схеме продолжается до расчетного значения давления после газоструйного компрессора, которое является ниже конечного давления газа на подземном хранилище. Дальнейшая закачка газа до конечного давления на подземном хранилище осуществляется непосредственно поршневыми газомоторными компрессорами без использования газоструйных компрессоров.
Необходимо отметить, что газ после поршневых газомоторных компрессоров второй ступени сжатия подается в газоструйные без охлаждения. Это объясняется тем, что повышенная температура активного потока газа увеличивает коэффициент эжектирования и уменьшает возможность гидратообразования в газоструйных компрессорах.
Совместное использование механических и струйных компрессоров при закачке газа в подземное хранилище позволяет сократить время заполнения хранилища за счет повышения давления нагнетания [34].
Использование струйных установок типа «жидкость-жидкость» было продиктовано необходимостью разработки эффективных и экономичных технических решений для эксплуатации подземных выработок-ёмкостей, созданных на незначительных глубинах и сообщающихся с дневной поверхностью только посредством вертикальной скважины диаметром 200-300 мм. Анализ более десяти возможных вариантов закачки и отбора нефтепродуктов, включая использование погружных электронасосов, насосов замещения, газлифта, установок вытеснения хранимого продукта более тяжёлой жидкостью или газом и др. позволил установить технологические, эксплуатационные и экономические преимущества струйных установок.
Струйные установки типа «жидкость-жидкость» нашли свое новое назначение при интенсификации процесса создания выработок в каменной соли с сокращённым расходом нерастворителя или полном его исключении [65, 77].
Применение струйного аппарата, размещённого непосредственно в выработке-ёмкости, увеличивает зону перемешивания рассола в камере, создавая направленную циркуляцию потоков в выработке на противоточном режиме выщелачивания.
Следующим этапом применения струйных установок в подземном хранении газонефтепродуктов служит использование разнофазных эжекторов типа «жидкость-газ» при строительстве и эксплуатации подземных резервуаров, сооружаемых на больших глубинах (около 1000 м) в залежах каменной соли.
Рабочей средой в этих аппаратах служит жидкость (вода или рассол), а в качестве инжектируемой среды - газ (воздух, азот, природный газ).
В результате использования водовоздушного эжектора при закачке нерастворителя для формирования заданной конфигурации выработки-ёмкости было достигнуто ускорение процесса её создания на 20-30 % на начальной стадии строительства. Этот эффект был получен за счёт улучшения условий массопереноса в выработке, обусловленного непрерывной дегазацией рассола при повышении его минерализации. Это обстоятельство позволило изменить соотношения скоростей растворения
