Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности промысловой подготовки и переработки продукции газоконденсатных залежей Уренгойского НГКМ 10
1.1. Технологическое состояние и основные осложнения при эксплуатации установок подготовки газа и конденсата на газоконденсатных промыслах Уренгойского НГКМ 10
1.2. Анализ эффективности различных способов охлаждения газа и технологических схем подключения ДКС 22
1.3. Влияние термобарических параметров низкотемпературной сепарации на эффективность процесса подготовки пластового газа валанжинских залежей 28
1.4. Постановка цели и задач исследования 36
2. Термодинамические исследования влияния давления на подготовку газа и конденсата 38
2.1. Объекты исследований, аппаратура и методики измерения 41
2.2. Исследование процесса сепарации газа и конденсата на технологических моделях лабораторных и промысловых установок в программной системе «ГазКондНефть» 43
2.3. Исследование влияния термобарических параметров на эффективность процессов низкотемпературной сепарации и деэтанизации конденсата 45
2.4. Выводы 59-
3. Совершенствование технологических схем подготовки валанжинского газа в компрессорный период эксплуатации 60
3.1. Анализ проектных решений по эксплуатации валанжинских УКПГ в компрессорный период и разработка технологических схем подключения ДКС к УКПГ 61
3.2. Разработка технологической схемы подготовки валанжинского газа на УНТС с двухступенчатым дросселированием 69
3.3. Разработка схемы безнасосной'транспортировки конденсата с УКПГ при помощи газа высокого давления 83
3.4. Промысловые испытания по определению термобарических параметров технологических схем с дросселированием газа в две ступени и безнасосной транспортировки конденсата 86
3.5. Промысловые исследования зависимости состава газа сепарации от давления в НТС 91
3.6. Выводы 94
4. Совершенствование дожимного валанжинского комплекса на основе реализации энергосберегающих схем совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских промыслов УНГКМ 95
4.1. Принципиальные технологические схемы и этапы работы валанжинских УКПГ в компрессорный период эксплуатации 95
4.2. Определение сроков ввода и мощностей валанжинских ДКС 100
4.3. Промышленная реализация разработанных технических решений на Уренгойском НГКМ 119
4.4. Оценка экономической эффективности отсрочки ввода ДКС валанжинских УКПГ 123
4.5. Выводы 127
5. Основные выводы по диссертационной работе 128
Список использованной литературы 130
Приложения 142
- Анализ эффективности различных способов охлаждения газа и технологических схем подключения ДКС
- Исследование влияния термобарических параметров на эффективность процессов низкотемпературной сепарации и деэтанизации конденсата
- Промысловые испытания по определению термобарических параметров технологических схем с дросселированием газа в две ступени и безнасосной транспортировки конденсата
- Оценка экономической эффективности отсрочки ввода ДКС валанжинских УКПГ
Введение к работе
Добыча природного газа и газового конденсата в России в обозримой перспективе будет связана с эксплуатацией существующих и новых газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. В настоящее время большинство эксплуатируемых здесь крупных месторождений находится на стадии падающей добычи. Однако и после начала разработки новых месторождений полуострова Ямал и арктического шельфа одним из основных поставщиков углеводородного сырья в стране останется район Большого Уренгоя.
Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (УНГКМ) имеет сложное геологическое строение и включает газовые, газоконденсатные и нефтяные залежи в широком стратиграфическом диапазоне от сеномана до юры. Основные разрабатываемые запасы жидких углеводородов сосредоточены в ва-ланжинских залежах, выработанность которых на сегодняшний день находится на уровне 30 %, при этом пластовое давление составляет около 50 % от начального.
Подготовка газа и конденсата осуществляется по-технологии* низкотемпературной сепарации (НТС) на валанжинских установках комплексной подготовки газа (УКПГ), совмещенных по технологическим площадкам с сеноман-скими установками подготовки газа. Необходимая температура сепарации газообразной и жидкой фаз достигается посредством дросселирования газа, источником энергии которого на начальном этапе эксплуатации месторождения .является пластовое давление. По мере его истощения для поддержания оптимальных термобарических параметров сепарации и обеспечения межпромыслового транспорта газа и конденсата на валанжинских УКПГ предусмотрено строительство двух очередей дожимных компрессорных станций (ДКС), сроки ввода и объемы капитальных вложений которых необходимо определять с учетом того, что сеноманские УКПГ уже оснащены двумя ступенями компрессорных станций. В период падающей добычи газа загрузка сеноманских ДКС становится ниже номинальной, что ведет к снижению коэффициента полезного действия
существующих газоперекачивающих агрегатов и сопровождается нерациональным использованием их энергетического потенциала.
В связи с этим актуальной проблемой является обеспечение дальнейшего эффективного функционирования промысловых объектов добычи и подготовки углеводородов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в компрессорный период эксплуатации за счет разработки и внедрения энергосберегающих технологий низкотемпературной сепарации. В создание технологий, направленных на эффективную подготовку продукции газоконденсатных скважин методом низкотемпературной сепарации, значительный вклад внесли Арутюнов А.И., Великовский А.С., Юшкин В.В., Гриценко А.И., Берго Б.Г., Халиф А.Л., Бекиров Т.М., Сиротин A.M., Туревский Е.Н., Язик А.В., Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Ланчаков-Г.А., Зиберт Г.К., Кубанов А.Н., Толстов В.А. и другие. Однако постоянное изменение геолого-технических условий эксплуатации газоконденсатных залежей выдвигает новые задачи по обеспечению эффективного функционирования процессов добычи и подготовки газового конденсата.
Цель работы
Целью диссертационной работы является создание энергосберегающих технологий промысловой подготовки конденсатсодержащих газов в компрессорный период эксплуатации, обеспечивающих максимальное извлечение различных групп углеводородов с учетом текущих и перспективных потребностей рынка при эффективном использовании существующих технологических и энергетических мощностей (на примере Уренгойского месторождения).
Задачи исследования
Анализ и классификация технологических проблем и осложнений при эксплуатации системы сбора и подготовки углеводородов валанжинских залежей Уренгойского НГКМ.
Технологическое моделирование процессов фазовых превращений газоконденсатных смесей с применением различных моделей для определения сравнительных термобарических параметров низкотемпературной сепарации.
Разработка и реализация энергосберегающих технологий и технологических схем процесса низкотемпературной сепарации, обеспечивающих оптимальный состав нестабильного конденсата при эффективном использовании существующих мощностей сеноманского и валанжинского комплексов.
Планирование, организация и проведение комплексных промысловых газоконденсатных исследований в процессах низкотемпературной сепарации по проектной и разработанным технологическим схемам подготовки продукции валанжинских скважин УНГКМ.
Технико-экономическая оценка эффективности предлагаемых решений.
Методы исследований
Методы прикладной термодинамики для расчета фазовых равновесий газоконденсатных смесей и моделирования технологических процессов. Промысловые и лабораторные газоконденсатные исследования с последующей обработкой их результатов методами математической статистики.
Научная новизна
В результате исследований процессов фазового разделения пластового валанжинского газа в системе «установка комплексной подготовки газа - установка деэтанизации конденсата» выведены зависимости степени извлечения отдельных групп углеводородов от термобарических параметров низкотемпературной сепарации и концевой ступени дегазации установки НТС.
На основе данных зависимостей разработаны технологические принципы процесса низкотемпературной сепарации с дросселированием газа в две ступени и межпромысловым транспортом конденсата за счет энергии подготовленного газа. В зависимости от требований к составу и объему подготавливаемой продукции с учетом эффективной загрузки теплообменного оборудования установлены соотношения между перепадами давлений на каждой ступени дросселирования.
Защищаемые положения
1. Результаты расчетов термобарических параметров энергосберегающих
режимов работы системы «валанжинские УКПГ — установки деэтанизиции
конденсата» Уренгойского месторождения на последующий период эксплуата
ции, положенные в основу:
технологии двухступенчатого дросселирования газа в процессе низкотемпературной сепарации для продления работы валанжинской УКПГ без подключения собственной ДКС при понижении входного давления на установку до 5,5 МПа;
технологии межпромыслового транспорта конденсата за счет энергии газа по конденсатопроводам «УКПГ - установка деэтанизации конденсата».
Результаты промысловых испытаний процесса низкотемпературной сепарации на УКПГ-2В и промысловые данные по эксплуатации четырёх модернизированных валанжинских УКПГ.
Разработанные энергосберегающие технологии подготовки углеводородной продукции валанжинских залежей с использованием сеноманских ДКС, обеспечивающие за счет изменения термобарических параметров процесса НТС получение конечной продукции заданного состава.
Практическая значимость работы
Предложенные технологические схемы двухступенчатого дросселирования газа, межпромыслового транспорта конденсата и подключения сеноманских дожимных компрессорных станций к валанжинским УКПГ-1АВ; 2В, 5В; 8В Уренгойского месторождения» внедрены в,промысловую практику., В ходе промысловых испытаний на действующих УКПГ разработанных технических решений установлено, что фактические параметры температуры и давления в низкотемпературном сепараторе находятся в соответствии с расчетными, а об-щие технологические потери С5+В в газе сепарации не превышают 5 г/м . Предложенные решения использованы при реконструкции и техническом перевооружении ООО «Уренгойгазпром» в 2003-2006 гг. (утверждены департаментом
инвестиций и капитального строительства ОАО «Газпром»), включены в «Про-
грамму реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа на период до 2010 года» (одобрена постановлением № 41 Правления ОАО «Газпром» 11 сентября 2006 г.) и в проекты по разработке и обустройству ва-ланжинских залежей на полное развитие. Внедрение разработок обеспечивает значительный экономический эффект за счет:
отсрочки ввода валанжинских ДКС на 5-10 лет и исключения из проекта второй очереди ДКС на четырех валанжинских УКПГ;
увеличения извлечения из пластового газа группы углеводородов
Сз+в;
- повышения КПД сеноманских ДКС и сокращения при этом удельного
расхода газа на собственные нужды;
исключения реконструкций четырех вторых ступеней сеноманских ДКС, связанных с заменой газоперекачивающих агрегатов на меньшую мощность.
Адаптированные математические модели процесса НТС с последующей деэтанизациеи конденсата, а также технические решения по двухступенчатому дросселированию газа и безнасосному транспорту конденсата могут быть использованы при проектировании вновь вводимых газоконденсатных месторождений.
Практическая реализация разработанных технологий обеспечивает эффективную совместную работу валанжинских и сеноманских промыслов. Достигнута дополнительная добыча нестабильного конденсата в объеме около 40 тыс. тонн в год. В результате отказа- от строительства вторых очередей ком-примирования на четырех валанжинских ДКС и за счет переноса на более поздний период сроков ввода первых очередей этих станций уменьшается металлоемкость валанжинских ДКС, повышается надежность их эксплуатации. При этом возможно использование существующих апробированных конструкций компрессоров с давлением нагнетания до 7,5 МПа. Суммарная мощность валанжинских ДКС снижается на 150 МВт, что сокращает необходимое количество газоперекачивающих агрегатов на 15 единиц.
Экономический эффект в 2006 г. от внедрения результатов исследований, выполненных в настоящей работе, с учетом вклада автора составляет 12,72 млн. руб.
Апробация работы
Результаты работы докладывались на отраслевой научно-практической конференции (п. Ямбург, 7-10 июня 2004 г.), четырнадцатом международном конгрессе «CITOGIC 2004 - ASTRAKHAN» (сентябрь 2004 г.), шестнадцатом международном конгрессе «CITOGIC 2006 - TOMSK» (сентябрь 2006 г.), международной конференции International Gas Research Conference, Vancouver, Canada (November, 2004) и получили положительную оценку на научно-техническом совещании ОАО «Газпром» (22-25 октября 2005 года, г. Анапа).
Публикации
Содержание работы опубликовано в 10 научных трудах (4 статьи опубликованы в перечне рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ), в том числе 2 патента РФ, 2 работы опубликованы без соавторов.
Объём работы
Диссертация включает введение, четыре главы, выводы и приложения, изложена на 142 стр., содержит 61 рис., 18 табл. Список литературы включает 96 наименований.
Анализ эффективности различных способов охлаждения газа и технологических схем подключения ДКС
По мере снижения пластового давления наступает момент, когда дроссель-эффекта становится недостаточно для получения необходимой температуры сепарации, и требуется применение дополнительных технологических решений. В промысловой практике существуют следующие основные направления дальнейшей эксплуатации установок низкотемпературной сепарации [4,19, 42,43,44,45, 46,47, 48]:
1) применение внешнего (дополнительного) охлаждения;
2) использование дожимной компрессорной станции;
3) замена изоинтальпийного охлаждения (дросселирования) на термо динамически более совершенный процесс изоэнтропийного расшире ния с использованием детандер-компрессорной техники.
Для уменьшения потребного количества холода в установках обработки газа предлагается проводить предварительное охлаждение продукции газовых скважин в воздушных или водяных теплообменниках [49]. Авторы работы [5] считают, что в условиях Крайнего Севера для получения холода целесообразно использовать аппараты воздушного охлаждения (АВО). Они могут эффективно функционировать в течение девяти холодных месяцев в году, когда температура окружающей среды изменяется от минус 5 С до минус 57 С. В летнее время потребуется подключать холодильные установки, поэтому применение этого способа охлаждения газа ограничено во времени.
Для охлаждения газа на УНТС также возможно использование пароком-прессионных холодильных машин (ПКХМ). На месторождениях Туркмении, Республики Коми, Украины применялись аммиачные и пропановые холодильные машины [42, 48, 50, 51, 52]. В 80-е годы прошлого века ВНИИгазом рекомендован для применения более экономичный холодильный цикл на пропан-бутановой смеси. Холодильные циклы на многокомпонентных хладогентах широко используются в настоящее время в зарубежных установках обработки конденсатосодержащих газов [48, 53]. Из известных хладогентов наибольшей теплотой парообразования характеризуется аммиак, однако в газовой промышленности предпочтительно использование компонентов природного газа [48, 54]. Мощность ПКХМ выбирают, исходя из объема добычи газа на год ввода станции охлаждения газа, и холодильные машины эффективно используются в течение нескольких лет. К основным недостаткам, ограничивающим применение парокомпрессионных холодильных машин, относятся [46, 48]:
сложность конструкции, насыщенность большим количеством тепло-обменной аппаратуры, емкостей насосов, арматуры;
большая металлоемкость;
пожароопасность;
высокий удельный вес строительно-монтажных работ в общей стоимости холодильной станции;
необходимость в значительном обслуживающем персонале;
зависимость от источников электро-, тепло- и водоснабжения; S необходимость осуществления затрат внешней энергии сразу же после того, как УНТС с дросселированием перестанут обеспечивать заданную температуру сепарации газа;
значительные потери конденсата вследствие различия давления сепарации и давления максимальной конденсации в течение длительного периода.
Большое распространение на установках подготовки газа получили тур-бодетандерные агрегаты (ТДА) [4, 19, 46, 48, 52. 53, 54, 55, 56]. Их применение по сравнению с ПКХМ позволяет более полно использовать внутреннюю энергию газа. Первая отечественная установка низкотемпературной сепарации с турбодетандерным агрегатом Т-3 была принята в эксплуатацию в 1971 году на Шебелинском месторождении. Опыт эксплуатации этой установки показал, что обеспечивается устойчивое получение отрицательных температур сепарации газа, и значительно улучшается качество его подготовки при увеличении выхода товарного конденсата [48]. С использованием турбодетандерных агрегатов на Вуктыльском месторождении необходимая температура сепарации газа достигается в течение всего периода эксплуатации [57]. Такая технология была применена на ЯмбургскомЛТСМ и показала довольно высокую эффективность по выходу целевого продукта - нестабильного конденсата [13,45, 58].
В сравнении с парокомпрессионными холодильными машинами турбо-детандерные агрегаты наиболее полно отвечают идее гибкой технологии подготовки газа. Турбодетандерные агрегаты при работе на уровне температур, соответствующих процессу НТС, по удельным расходам энергии превышают примерно на 30 % парокомпрессионные [48]. Однако, по таким характеристикам; как удобство подключения их к УКПГ, простота обслуживания, эти машины имеют явные преимущества перед ПКХМ. С понижением температуры сепарации до минус 50 С термодинамическая эффективность ТДА становится достаточно высокой, и всякие сомнения в целесообразности их использования отпадают [59]. Применение турбодетандерных агрегатов для низкотемпературных процессов промысловой подготовки газа перспективно и для реализации сайк-линг-процесса [21, 60]. Включение в технологическую схему ТДА в качестве источника холода позволит получить требуемую температуру сепарации и снизить давление, приближая его к давлению максимальной конденсации, при этом дополнительный выход конденсата составит 5-10 %.
Применение ТДА в установках НТС имеет существенные ограничения. Их внедрение целесообразно уже в начальный период эксплуатации месторождения, хотя процесс НТС еще не нуждается во внешнем источнике холода, что ведет к нерациональному использованию энергии пласта. Применение ТДА позволяет отодвинуть срок ввода ДКС на 1,0-1,5 года, и при этом требуется изменение схемы подготовки газа с дополнительными капитальными затратами [40, 61].
Проведенные в 1985-1986 г.г. испытания детандер-компрессорных агрегатов БТДА-5-100 на технологических линиях № 6 УКПГ-2В и УКПГ-1АВ Уренгойского месторождения показали невысокую работоспособность данных машин в системе подготовки газа [8]. Причиной этого является не только низкая надежность данных агрегатов, но и технологическая схема подключения, которая допускает попадание в детандер жидкости, образующейся в результате охлаждения газа в теплообменнике Т-2 (рис. 1.10).A
По мере снижения пластового давления в условиях применения холодильных машин или турбодетандеров наступает момент, когда необходим ввод дожимных компрессорных станций. Вопрос о размещении ДКС на объектах переработки пластовой продукции ГКМ один из основных, т.к. определяет выход жидких продуктов и качество газа [4, 62-64].
По мнению ряда авторов [4, 63], размещение ДКС зависит от системы транспорта газа. Для эффективной работы установок низкотемпературной сепарации при выходном давлении 5,5 МПа рекомендуется размещать ДКС перед УКПГ. Однако такая схема имеет следующие основные недостатки:
- высокая температура газа после ДКС, особенно в летний период, потребует для компенсации дополнительной мощности на компримирование;
- большие энергозатраты при компримировании, обусловленные необходимостью развития больших давлений для снижения температуры с более высокого уровня;
- ДКС на входе предполагает работу на сыром газе, что предъявляет повышенные требования к конструкции газоперекачивающих агрегатов;
- зависимость давления газа на выходе с установки НТС от давления в межпромысловом коллекторе;
Исследование влияния термобарических параметров на эффективность процессов низкотемпературной сепарации и деэтанизации конденсата
На первом этапе расчетных исследований были определены зависимости выхода нестабильного и деэтанизированного конденсатов от давления сепарации (рис. 2.1). Наибольший выход конденсата обеспечивает модель бомбы PVT, при этом давление максимальной конденсации нестабильного конденсата соответствует 7,0 МПа, а деэтанизированного - 4,0 МПа. Для модели установки двухступенчатой сепарации максимальный выход нестабильного и деэтанизированного конденсатов соответствует давлениям 5,5 МПа и? 4,5 МПа, а на УКПГ-2В - 5,0 и 4,5 МПа.
По сравнению с моделью УКПГ модель установки двухступенчатой сепарации обеспечивает больший выход нестабильного конденсата и меньший деэтанизированного. При рассмотрении рис. 2.1 и 2.2 обращает на себя внимание то, что во всех случаях области максимальных значений выхода деэтанизированного конденсата не соответствуют максимальному количеству нестабильного конденсата на изотермах.
Для качественного объяснения такого поведения изотерм компоненты пластового газа были распределены на четыре группы: метан+этан, про-пан+бутаны, углеводороды Cs+в, СЗ+В, И проведены дополнительные расчетные исследования извлечения этих групп в нестабильный конденсат в зависимости от давления сепарации. Полученные результаты представлены в табл. 2.2-2.4 и нарис. 2.3.
Практически во всём диапазоне давлений наибольшее извлечение мета-на+этана наблюдается для модели бомбы PVT, за ней следует модель установки двухступенчатой сепарации, а меньше всего легких углеводородов в НК содержится для модели УКПГ. Зависимости выхода пропан-бутанов в нестабильный конденсат во всех трех случаях имеют аналогичный вид, и давление максимальной конденсации этих углеводородов составляет 5,0 МПа. При моделировании установлено, что наибольшее извлечение в НК пропан-бутанов имеет место на бомбе PVT, меньшее - на УКПГ, а на установке двухступенчатой сепарации выход этой фракции минимален. Зависимости выхода Cs+в В нестабильный конденсат для установки двухступенчатой сепарации и УКПГ-2В идентичны, и его максимальный выход наблюдается при давлении 3,5-4,5 МПа. Бомба PVT обеспечивает большее извлечение Cs+в, а наибольшее количество Cs+в В нестабильном конденсате соответствует давлениям от 3 до 4 МПа. Что касается углеводородов Сз+в, из которых в основном состоит деэтанизированный конденсат, то бомба PVT обеспечивает наибольший их выход, при этом он будет получен в интервале давлений от 4,5 до 5,5 МПа. На УКПГ-2В и установке двухступенчатой сепарации произойдет меньший выход Сз+в, а их наибольший» выход наблюдается в интервале давлений от 4,0 до 5,5 МПа.
3-УКПГ-2В Полученные результаты технологического моделирования свидетельствуют о том, что несмотря на некоторые различия в количественных оценках процесса НТС, рассмотренные выше расчетные модели четко отражают общие тенденции. Наибольший выход углеводородов СЗ+В находится в интервале давлений в НТС от 4,0 до 5,0 МПа, а С5+В - от 3,5 до 4,5 МПа. Близкие результаты отмечаются в моделях установки двухступенчатой сепарации и УКПГ-2В по углеводородам групп СЗ+С4, СЗ+В и С5+В , хотя по группе метан+этан отличие существеннее. С увеличением молекулярной массы групп углеводородов происходит уменьшение давления их максимальной конденсации. Состав нестабильного конденсата влияет на процесс его деэтанизации, при котором выделяется газ, содержащий углеводороды СЗ+В в количестве более 200 г/мЗ. Следовательно, чем меньше метана и этана содержится в нестабильном конденсате, тем меньше будут потери углеводородов СЗ+В на установках деэтанизации конденсата из-за сокращения объема газа деэтанизации. Таким образом, в условиях подготовки валанжинского газа Уренгойского месторождения в комплексе УКПГ-УДК по результатам моделирования для получения максимального выхода деэтанизированного конденсата оптимальным давлением низкотемпературной сепарации является интервал 4,0-5,0 МПа, соответствующий максимальному извлечению в НК углеводородов СЗ+В и среднему значению по группе С1+С2.
Рассмотрим далее изменение объема газов, получаемых в системе УКПГ-2В-УДК, а также изменение состава и температуры точки росы газа сепарации УКПГ-2В при изменении давленияв НТС.
Из анализа изотерм (рис. 2.4а) видно, что максимальный объем газа сепарации соответствует давлению 3,0 МПа, при котором выход нестабильного конденсата минимален, а наименьший объем газа сепарации обеспечивается при давлении 5,0 МПа, при котором выход НК наибольший. При давлении низкотемпературной сепарации 5,5-6,0 МПа добыча газа деэтанизации максимальна. Из рис. 2.46 видно, что снижение давления с проектного уровня 6,0 МПа улучшает состав газа сепарации. Наименьшее количество углеводородов СЗ+В и С5+В в газе сепарации отмечается соответственно при давлении в НТС 4,0-5,0 МПа и 3,5-4,5 МПа.
Промысловые испытания по определению термобарических параметров технологических схем с дросселированием газа в две ступени и безнасосной транспортировки конденсата
Целью проведения промысловых испытаний является практическая проверка работоспособности предлагаемых новых технологических схем и режимных параметров. Испытания проводились в натурных условиях на опытной 6-й технологической линии УКПГ-2В. Для реализации технологических схем был дополнительно установлен дроссель между теплообменниками Т-601 и Т-602 по обратному потоку газа, и проложен газопровод от УКПГ-2В1 до П ступени сеноманской ДКС-2. В качестве буферных емкостей;использованы разделители
I 5-й технологической линии, расположенные в этом же цехе. Смонтирован тру iy \ бопровод от участка схемы первичный сепаратор С-601 - теплообменник Т-201 к буферным емкостям БЕ-1 и БЕ-2 (разделителям 5-й технологической нитки).
В процессе испытании расход газа по нитке поддерживался на уровне 90 тыс. м /сут, колебания расхода не превышали 3 %. Давление в межпромысловом коллекторе и конденсатопроводе составляло соответственно 5,5 МПа и 3,7 МПа. Давление газа на входе П ступени ДКС-2 - 3,5 МПа \ Испытания технологической схемы проводились в два этапа. На первом этапе определялся минимальный перепад давления между входом в УКПГ и в
НТС при обеспечении в последнем температуры минус 30 С. На втором этапе определялось максимально возможное выходное давление конденсата с УНТС.
I Каждый из этапов состоял из трех циклов. Выход технологической линии уста новки низкотемпературной сепарации на постоянный режим работы считался законченным при стабилизации термобарических параметров в промысловом оборудовании. Время эксперимента в каждом этапе составляло 3 часа.
На рис. 3.16 приведены термобарические параметры работы 6-й опытной технологической нитки УКПГ-2В с дросселированием газа в две ступени и подачей газа сепарации на сеноманскую ДКС. Перепад давления между входом в УКЛГ и низкотемпературным сепаратором составляет 1,5 МПа. Давление газа между теплообменниками снижено с 6,0 МПа до 4,4 МПа, а общий перепад давления между входом и выходом установки составил 3,1 МПа. Газ с давлением 4,4 МПа на выходе из 6-й т.н. возможно направить как на I (входное давление 2,1 МПа), так и на II (входное давление 3,6 МПа) ступень ДКС сеноманско-гоУКПГ.
Метанол в шлйфы
Для сравнения на рис. 3.17 показан термобарический режим работы аналога - проектной технологической схемы. В табл. 3.5 приведены величины давлений по предлагаемой технологии и проектному варианту. Необходимо отметить низкую температуру в НТС для разработанной схемы в сравнении с проектной при одинаковом давлении сепарации. При равном перепаде давления в 1,5 МПа между входным давлением в УКПГ и в НТС и одинаковом давлении низкотемпературной сепарации 6,0 МПа температура в НТС у разработанной схемы составила минус 30 С в сравнении с минус 19 С у проектной схемы.
Температура в НТС, С -19 -30 Технологическая схема и её режим работы при транспортировке конденсата за счет энергии газа высокого давления показана на рис. 3.18. Здесь же приведены установленные в ходе промысловых исследований давление и температура на первой, второй и третьей ступенях сепарации, а также давление и температура в разделителях и буферных емкостях.
На рис. 3.19 показан термобарический режим работы проектной технологической схемы. Необходимо отметить сравнительно высокое давление конденсата 7,3 МПа в предлагаемых схемах при давлении в НТС 4,5 МПа и температуре сепарации минус 30 С. Перепад давления между входом в УКПГ и кон-денсатопроводом составил 0,2 МПа. В проектной схеме при поддержании давления в низкотемпературном сепараторе на уровне 4,5 МПа давление конденсата на выходе из установки составило 4,3 МПа. Таким образом, проведенные промысловые исследования по определению термобарических параметров технологической схемы с дросселированием газа в две ступени и безнасосной транспортировки конденсата практически доказали эффективность предлагаемых решений в промысловых условиях.
Оценка экономической эффективности отсрочки ввода ДКС валанжинских УКПГ
В качестве методической основы при расчете фактического экономического эффекта от внедрения рекомендованных автором и внедренных технических решений использованы действующие методические и нормативные документы, принятые в ОАО «Газпром» [94, 95, 96]. Экономический эффект от внедрения в 2005-2006 гг. складывается из эффекта за счет дополнительной добычи конденсата (Эд) и эффекта за счет экономии эксплуатационных затрат в связи с отсрочкой ввода валанжинской,ДКС(Эз) с учетом убытка предприятия в результате сокращения объемов поставляемого таза (Уг) изатрат на внедрение мероприятия (Звн). Расчет выполняется на основании исходных данных согласно формуле:
Э = ЭД + ЭЭ-УГ-3В„, (4.1)
1. Расчет экономического эффекта от дополнительной добычи конденса-та
Дополнительная добыча конденсата получается из-за увеличения его удельного выхода из пластового газа за счет снижения температуры и оптимизации давления в низкотемпературных сепараторах. Прирост валовой прибыли за счет увеличения поставок деэтанизированного конденсата в составе НГКС находим по формуле:
Эд = Д х п/100 х (Цнпсс - Си), (4.2)
где Д - дополнительная добыча конденсата, тыс. тн;
п - процент выхода деэтанизированного конденсата из нестабильного при переработке сырья на УДК, %;
Цнпсс- среднесложившаяся цена 1тн НГКС, руб./тн;
Снгкс- фактическая себестоимость 1тн НГКС, руб./тн.
На основании исходных данных и согласно зависимости (4.2) экономический эффект составит:
2005 год - Эд = 21108,3 тыс. руб.
2. Расчет экономического эффекта от экономии! эксплуатационных затрат по ДКС
Согласно проекту разработки» газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Уренгойского месторождения на валанжинских установках для поддержания требуемого перепада давления между входом газа на УКПГ и низкотемпературным сепаратором предусмотрено подключение валанжинских ДКС (ВДКС) на УКПГ-1АВ в 2005-году, на УКПГ-5В, 8В в 2006 году.
Экономия эксплуатационных затрат на ДКС получается в результате отсрочки ввода валанжинской ДКС на УКПГ-1АВ, 5В, 8В.
Эз = 33хГ, (4.3) где 33 - затраты на эксплуатацию валанжинской ДКС, тыс. руб./год; Г - отсрочка ввода в эксплуатацию валанжинской ДКС, годы. Затраты на эксплуатацию валанжинской ДКС складываются из затрат на сырьё и материалы, работы и услуги производственного характера, оплату тру 124 да, социальное страхование, водоснабжение, утилизацию хозстоков и преобразование электроэнергии согласно данным управленческого учета. Таким образом, фактический экономический эффект составит по годам: 2005 год - Ээ = 55793 тыс. руб. 2006 год - Ээ = 167379 тыс. руб. 3. Расчет убытка предприятия Убыток предприятия в результате уменьшения объемов поставок газа рассчитывается по формуле Уг = Чгаза X Т X (Ц. - Сг), (4.4) где qra3a - уменьшение объемов поставляемого газа, тыс. м3/час: Цг - среднесложившаяся цена газа, руб./ тыс. м3; О- - фактическая себестоимость газа, руб./ тыс. м . Таким образом, убыток предприятия составит: за 2005 год - Уг = 624,764 тыс. руб. 4. Расчет затрат на внедрение мероприятия Для внедрения изобретения по патенту № 229429 были выполнены работы по врезке перемычек между УКПГ и ДКС и байпасных линий на технологических нитках УКПГ-1АВ, 2В, 5В и 8В. Стоимость этих работ составила: Звн = (СпхК + СбхМ)хку, (4.5) где Сп и Сб - сметная стоимость работ по врезке соответственно перемычек и байпасных линий, тыс. руб.; К - количество перемычек, уст.; М - количество байпасных линий, ед.; ку - средний рыночный коэффициент удорожания работ. 2005 год - Звн = 7087,75 тыс. руб. Следовательно, экономический эффект от использования в 2005 - 2006 гг. изобретения согласно формулы (4.1) составит, соответственно по годам: 2005 год - Э = 21108,3 + 55793 - 624,754 - 7087,75 = 69188,796 тыс. руб. 2006 год - Э = 167379 тыс. руб. 125 Согласно «Временным методическим указаниям по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром» в качестве показателя фактического экономического эффекта рекомендуется использовать величину чистой прибыли (чистый доход). Тогда фактический экономический эффект от внедрения и использования изобретения с учетом ставки налога на прибыль (24%) согласно законодательству РФ составит по годам:
2005 год - Э = 69188,796 х (1 - 0,24) = 52583,4 тыс. руб. 2006 год - Э = 167379 х (1 - 0,24) = 127208 тыс. руб. Экономический эффект от разработок диссертанта с учетом числа соав торов изобретения по патенту РФ №2294429 составил 17979,14 тыс.руб. Полный расчет экономического эффекта приведен в Приложении 1
