Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологии использования растворенного газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологии использования растворенного газа"

005059220

На правах рукописи

ИВАНОВ АЛЕКСЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

16 ПАЙ 2013

Тюмень-2013

005059220

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) на

/

' кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Научный руководитель - кандидат технических наук

Фоминых Олег Валентинович

Официальные оппоненты: - Валеев Марат Давлетович

лаборатории промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды ОАО «Гипротюменнефтегаз» Ведущая организация - Тюменское отделение Открытого акционерного

Защита состоится 24 мая 2013 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 апреля 2013 г. Ученый секретарь

диссертационного совета, '

доктор технических наук, профессор, ООО «ОЗНА-Менеджмент», советник

генерального директора; - Тарасов Михаил Юрьевич

кандидат технических наук, начальник

общества «Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности» (ТО ОАО «СургутНИПИнефть)

кандидат технических наук, доцент

Н.А. Аксенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Сложность внедрения известных технологий использования растворенного газа (РГ) объясняется не только их высокой стоимостью, но и несоответствием цены на газ затратам на его подготовку. На их величину влияют изменение объема добычи газа и качественные характеристики (компонентой состав, содержание широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), давление) за период разработки месторождения. Например, в 2005 году на южной лицензионной территории Приобском месторождении ОАО «Газпромнефть-Хантос» добыто 17,8 млн.м3 растворенного газа, а в 2011 уже 68,3 млн. м3. Использование газа на собственные нужды составило всего 10,6%, остальное было сожжено на факелах, так как объемы его добычи существенно превышают необходимые объемы потребления. Существующие технологии подготовки растворенного газа для дальнейшего использования рентабельны при объемах добычи РГ более 500 млн. м3/год, т.к. при этом обеспечивается реализация известных технологических процессов без существенного изменения объектов подготовки нефти на месторождении.

В этой связи, для месторождений с уровнем добычи растворенного газа менее 500 млн. м3/год, становится актуальным разработка рентабельных технологий подготовки растворенного газа, например, для дальнейшей его подачи в газосборные сети дальнейшем компримировании на ДКС (при входном давлении не менее 0,8 МПа) и сдачи в магистральные газопроводы. Однако существует ряд требований для подачи газа в газопроводы и использования на собственные нужды (ГОСТ 5542-87, ГОСТ Р 53367-2009, ОСТ 51.40-93) по величине температуры точки росы по влаге и углеводородам в пределах от (-10) до (-30) °С, содержанию сероводорода до концентрации не более 0,007 г/м3. Поэтому разработка технологии, обеспечивающей минимальные капитальные и текущие затраты, подготовки растворенного газа для его использования на собственные нужды и подачи в магистральные газопроводы, является актуальной.

Цель работы

Повышение эффективности использования растворенного газа путем разработки технологии его подготовки с применением жидкостно-газовых эжекторов и вихревых труб.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих технологий использования растворенного газа и определение областей их эффективного применения.

2. Исследование и выявление факторов, влияющих на обоснование выбора технологии использования растворенного газа.

3. Разработка технологии подготовки растворенного газа с применением жидкостно-газовых эжекторов и вихревых труб в составе объектов подготовки нефти на месторождении.

4. Разработка технологических схем и обоснование режимов работы оборудования для технологии подготовки растворенного газа к использованию на собственные нужды или сдаче в газосборные сети.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является система сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений, а предметом - технология подготовки растворенного газа с применением жидкостно-газовых эжекторов и вихревых труб.

Научная новизна выполненной работы

1. Доказана технологическая эффективность подготовки растворенного газа для его сдачи в газосборные сети при давлении не менее 0,8 МПа с температурой точки росы по влаге и углеводородам -14 °С, что, в отличие от известных технологий, рентабельно при объемах добычи газа менее 500 млн.м3/год.

2. Впервые установлена зависимость температуры точки росы подготовленного растворенного газа от его плотности и требуемого давления при подготовке газа по разработанной технологии, которая позволяет обосновать технологические режимы работы оборудования.

Практическая ценность и реализация

1. Разработаны технологические схемы и обоснованы режимы работы оборудования подготовки растворенного газа к транспорту, в зависимости от требуемого давления газа (0,3 МПа для использования на собственные нужды и 0,8 МПа для сдачи в газосборные системы), включающие жидкостно-газовые эжекторы, где в качестве рабочей среды используется подтоварная вода и вихревые трубы, работающие на давлении входного газа.

2. Внедрение предложенных технологических схем на Южной лицензионной территории Приобского месторождения позволило увеличить объем подготовленного растворенного газа для дальнейшего использования до 95 %.

Основные защищаемые положения

1. Технология подготовки растворенного газа к использованию на собственные нужды или сдаче в газосборные системы путем его компримирования с применением жидкостно-газовых эжекторов, где в качестве рабочей среды используется подтоварная вода, и его подготовкой с применением вихревых труб, которая в отличие от известных решений сочетает преимущества эжекторов, так как они не требуют подготовки газа, и вихревых труб, работающих от давления входящего газа.

2. Технологическая схема подготовки растворенного газа в зависимости от значения давления необходимого для реализации эффекта Ранка-Хилша (0,3 МПа - при использовании газа на собственные нужды, 0,8 МПа - при сдаче в газосборные системы) и применения ее в составе технологических схем объектов подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений, в которой в отличие от использованных А.П. Гусевым, А.П. Рябовым, A.A. Жидковым и другими специалистами для повышения давления входящего газа используются жидкостно-газовые эжекторы.

3. Зависимость температуры точки росы подготовленного растворенного газа от его плотности и требуемого давления, зависящего от способа использования газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует заявленной специальности, а именно пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (Тюмень, 2011-2013 гг.), заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (Тюмень, 2011-2013 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011 -2013 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 7 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 117 страницах машинописного текста, содержит 49 таблиц, 31 рисунок. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 62 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные задачи исследований и защищаемые положения.

В первом разделе представлены результаты анализа промысловых данных по объемам добычи и использованию растворенного газа и применяемых в этой связи технологий.

Добытая в процессе разработки месторождений скважинная продукция, требует разделения ее на нефть, газ и воду. В результате сепарации скважинной продукции (3—4 ступени) выделяется растворенный газ, содержание которого в одной тонне нефти может колебаться от 5 до 300 м3, а при наличии на месторождении газовых шапок достигает и более высоких значений - от 700 м3 и выше (за счет прорыва). После первой и второй ступеней сепарации газ, обогащенный метаном и этаном при значении давления 0,4-0,7 МПа по трубопроводам поступает на газоперерабатывающие заводы. Газ третьей и четвертой ступеней используются в качестве топлива на местах, так как давление на выходе (0,1-0,2 МПа) не позволяет подавать его в газосборную систему. Однако в большинстве случаев их объемы превышают потребности в топливе, и газ сжигается в факелах (например, по Тюменской области потери составляют 6-10 млрд. м3 в год).

При переработке растворенного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с получением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), газового бензина и сжиженного растворенного газа необходима инфраструктура по сбору газа с нефтяных месторождений и транспортировке его до газоперерабатывающих заводов (ГПЗ). Однако в связи с низкой развитостью инфраструктуры большинства месторождений этот способ используется в весьма ограниченных масштабах. Существуют причины, сдерживающие использование растворенного газа в качестве топлива для газоэлектрогенераторов: низкая рентабельность инвестиций в энергетику по сравнению с инвестициями в добычу; отсутствие опыта строительства и эксплуатации подобных объектов и другие.

В силу своей гомологической близости к нефти РГ представляется оптимальным агентом воздействия на пласт для поддержания пластового давления вместе с водой и вытеснения нефти. Однако для реализации этой

технологии требуются значительные капитальные затраты на формирование инфраструктуры промысла, при этом внедрение не всегда рентабельно.

В этой связи установлено, что наибольшей эффективностью из существующих технологий использования растворенного газа является его подготовка до товарных качеств природного газа (ОСТ 51.40-93, ГОСТ 554287):

- температуры точки росы: летом - 0- (- 15°С), зимой - (-5) - (-25°С);

- содержание сероводорода - не более 20 мг/м3;

- содержание окиси углерода - не более 2 мг/м3;

- содержание кислорода - не более 1 %;

- содержание механических примесей - не более 1 мг/м3.

Для сдачи растворенного газа в газосборные системы необходима его подготовка, которая может быть реализована с применением вихревых труб, например трехпоточных (ТВТ) (А.П. Гусев, А.П. Рябов). Для работы вихревых установок необходимо чтобы входящий газ имел достаточное давление. Известна технология (Д.В. Долгов) применения жидкостно-газовых эжекторов (ЖГЭ) для отбора газа из сепаратора 2-ой ступени сепарации с целью погашения факела и его транспортирование совместно с газом 1-ой ступени сепарации по газопроводу на газоперерабатывающий завод. В качестве рабочей среды при этом используется подтоварная вода с установки предварительного сброса воды (УПСВ). Ключевым преимуществом ЖГЭ перед известными способами компримирования газа является отсутствие необходимости какой-либо подготовки газа. Таким образом, совмещение известных способов в единую технологическую схему позволят обеспечить подготовку небольших объемов растворенного газа с минимальными энергетическими затратами. В этой связи возникает необходимость в разработке технологической схемы комплексного использования ТВТ и ЖГЭ и обоснования параметров их работы в составе объектов подготовки нефти.

Во втором разделе представлены научно-технические решения по подготовке растворенного газа в составе объектов подготовки нефти, технологические схемы и режимы осуществления способов подготовки.

В работе предложен способ подготовки растворенного газа компримированием жидкостно-газовым эжектором, в котором в качестве рабочей жидкости используется подтоварная вода. Далее полученная водогазовая смесь поступает на ступень разделения. Вода направляется на рециркуляцию, а избыток отводится на кустовую насосную станцию для закачивания в пласт. Отделившийся газ поступает на газоразделение в двухпоточную или трехпоточную вихревую трубу (рисунок 1).

Растворенный газ по трубопроводу 1 поступает для компримирования в жидкостно-газовый эжектор ЖГЭ-1, в качестве рабочей жидкости используется подтоварная вода, подаваемая насосом Н-1 по трубопроводу 2. Водогазовая смесь после эжектора ЖГЭ-1 по трубопроводу 3 поступает на разделение в сепаратор С-1. Вода из аппарата С-1 по трубопроводу 5 поступает на прием насоса Н-1, который по трубопроводу 2 рециркулирует ее в эжектор ЖГЭ-1. Выделившийся в результате компримирования углеводородный конденсат из сепаратора С-1 отводится по трубопроводу 6. Отделяемый в сепараторе С-1 газ по трубопроводу 4 поступает на охлаждение в рекуперативный теплообменник Т-1, где он охлаждается потоком холодного газа из ТВТ-1 и далее по трубопроводу 7 направляется в сепаратор С-2 для отделения выделившегося конденсата. Выделившийся из растворенного газа конденсат из сепаратора С-2 отводится по трубопроводу 9, а газ по трубопроводу 8 поступает в ТВТ-1 для подготовки. В ТВТ-1 высокоскоростной поток разделяется на холодный и горячий (эффект Ранка-Хилша), отделяется мелкодисперсная жидкая фаза, образующаяся в вихревой трубе. Внутренняя (охлажденная) область вихря отводится через диафрагму в виде холодного потока, а в противоположном направлении в виде горячего потока периферийная (нагретая) часть вихря. В качестве третьего потока из аппарата выводится отсепарированная жидкость (12) или газожидкостная смесь.

Подготовленный

С-1, С-2 - сепаратор

Н-1 - насос .

Т-1-рекуперативный теплообменник - нефтепромысловая сточная вода

ЖГЭ-1 -жидкостно-газовый эжектор - газ

ТВТ-1 - трехпоточная вихревая труба

- конденсат

Рисунок 1- Принципиальная технологическая схема способа подготовки растворенного газа с помощью жидкостно-газового эжектора и трехпоточной вихревой трубы

Поток холодного газа из ТВТ-1 по трубопроводу 10 направляется в рекуперативный теплообменник Т-1 для охлаждения потока газа сепаратора С-1. Далее подготовленный газ по трубопроводу 13 направляется на смешение с потоком горячего газа из ТВТ-1, поступающего по трубопроводу 11 и далее объединенный поток РГ по трубопроводу 14 транспортируется потребителю. Выделившийся из растворенного газа конденсат из трехпоточной вихревой трубы ТВТ-1 отводится по трубопроводу 12.

Обоснование технологических режимов работы оборудования включало расчеты фазовых равновесий газонефтяной смеси при различных режимах сепарации, которые проводились с целью определения состава растворенного газа на основе уравнения состояния Пенга-Робинсона. В качестве исходных данных для оценки эффективности технологии использовались данные о составах и свойствах растворенного газа нескольких дожимных насосных

и

станции (ДНС) Южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения.

Расчеты проточной части ЖГЭ по известным зависимостям (Е.Я. Соколов, Н.М. Зингер, Д.В. Долгов) выполнены на удельный расход -1000 м5/ч (при О °С и 101325 Па) со следующими исходными данными:

- давление растворенного газа - 0,101 -г- 0,3 МПа;

- температура растворенного газа - 40 °С;

- газ насыщен по влаге и углеводородам при входных условиях;

- состав и свойства растворенного газа приведены в табл. 1;

- плотность воды - 1030 кг/м3;

- температура воды - 20 °С;

- давление насыщенных паров рабочей жидкости - 2317 Па.

Таблица 1 - Состав и свойства растворенного газа

Состав 1 Состав 2 Состав 3

Свойства

Молекулярная масса, г/моль 44,5 38,4 34,9

Плотность, кг/м3 при 0 °С и 101325 Па 1,99 1,71 1,56

Состав, % мольн

со2 0,94 1,36 1,49

N2 0,02 0,15 0,23

аи 9,22 25,61 35,25

с2н6 11,34 12,57 13,23

с3н8 39,63 32,26 28,00

1-С4Н10 6,14 4,55 3,65

П-С4Н10 16,80 12,23 9,62

1-С5Н12 3,20 2,27 1,74

П-С5Н,2 4,29 3,03 2,31

ХС6+ 8,43 5,97 4,49

Результаты расчета процесса компримирования газа жидкостно-газовым

эжектором приведены в таблице 2.

На основании анализа результатов (таблица 2) сделан, что с увеличением давления компримирования увеличивается давление подаваемой воды на вход эжектора, при этом расход подтоварной воды на входе эжектора снижается.

Таблица 2 - Результаты расчета процесса компримирования газа жидкостно-газовым эжектором

Давление газожидкостной смеси на выходе эжектора, МПа Давление нефтепромысловой сточной воды на входе эжектора, МПа Расход нефтепромысловой сточной воды на входе эжектора, м3/ч

1,0 5,3 150,6

1,5 7,5 142,0

2,0 9,8 137,0

2,5 12,0 133,9

3,0 14,2 131,8

Расчет процесса охлаждения газа и эффекта Ранка-Хилша (табл. 3 и 4) выполнен при значениях давления для потребителей собственных нужд (0,3 МПа) и для подачи газа совместно с газом 1-й ступени сепарации на газоперерабатывающий завод или иному потребителю (0,8 МПа).

При значении давления подготовленного газа до 0,3 МПа установлено:

- при давлении газа выше 1,6 МПа температура точки росы по углеводородам и влаге для трех составов газа ниже минус 10 °С;

- при давлении газа выше 2,3 МПа температура точки росы по углеводородам и влаге для трех составов РГ ниже минус 20 °С;

- для состава № 1 РГ (таблица 1) с увеличением давления до 1,5 МПа и как следствие, снижением температуры точки росы по углеводородам и влаге, увеличивается количество конденсируемых углеводородов, при дальнейшем увеличении давления до 3,0 МПа и снижением температуры точки росы по углеводородам и влаге, уменьшается количество конденсируемых углеводородов. Это объясняется тем, что газ тяжелый, при компримировании и последующей сепарации отделяется большее количество углеводородов, чем при дальнейшей подготовке газа;

- для составов № 2 и 3 РГ (таблица 1) с увеличением давления и как следствие, снижением температуры точки росы по углеводородам и влаге, увеличивается количество конденсируемых углеводородов;

- растворенный газ концевых ступеней сепарации возможно подготовить для использования в качестве топливного для собственных нужд нефтяных промыслов.

Таблица 3 - Результаты расчета процесса охлаждения газа и эффекта Ранка-Хилша в вихревой трубе при давлении транспорта

газа 0,3 МПа

Давление Расход газа Расход Конден- Конденсируемые ТТР по у/в ТТР по воде

газа, на подготов- сируемая углеводороды газа на выходе газа на выходе

МПа подготовку ленного газа влага вихревои вихревои

нм'Уч! кг/ч нм"7ч| кг/ч кг/ч кг/ч трубы, °С трубы,°С

Состав 1

1,0 616,0 1127,0 607,0 1108,0 2,5 16,5 2,6 2,6

2,0 192,0 288,0 185,0 273,0 0,5 14,5 -18,2 -18,2

3,0 28,0 38,0 27,0 34,8 0,3 2,9 -28,5 -28,5

Состав 2

1,0 881,0 1468,0 872,0 1449,0 3,3 15,7 4,6 4,6

2,0 601,0 866,0 583,0 825,1 1,7 39,2 -16,8 -16,8

3,0 427,0 557,0 407,0 512,4 0,4 44,2 -28,3 -28,3

Состав 3

1,0 951,0 1473,0 944,0 1461,0 2,8 9,2 6,9 6,9

2,0 785,0 1101,0 763,7 1051,0 1,8 48,2 -16,2 -16,2

3,0 637,0 821,0 608,5 756,2 0,9 63,9 -27,9 -27,9

Для величины давления подготовленного газа до 0,8 МПа:

- при давлении газа выше 2,7 МПа температура точки росы по углеводородам и влаге для трех составов (характерных газу концевых ступеней сепарации) растворенного газа ниже 0 °С;

- для состава № 1 растворенного газа с увеличением давления до 1,5 МПа и как следствие, снижением температуры точки росы по углеводородам и влаге, увеличивается количество конденсируемых углеводородов, при дальнейшем увеличении давления до 3,0 МПа и как следствие, снижением температуры точки росы по углеводородам и влаге, уменьшается количество конденсируемых углеводородов. Данная зависимость объясняется тем, что газ тяжелый и при компримировании и сепарации отделяется большее количество углеводородов, чем при дальнейшей подготовке газа;

- для составов № 2 и 3 РГ с увеличением давления и как следствие, снижением температуры точки росы по углеводородам и влаге, увеличивается количество конденсируемых углеводородов.

Таблица 4 - Результаты расчета процесса охлаждения газа и эффекта Ранка-Хилша в вихревой трубе при давлении транспорта

газа 0,8 МПа

Давление Расход газа на Расход Конденси- Конденсируемые ТТРпо ТТРпо

газа, подготовку подготовлен- руемая углеводороды у/в газа на воде газа

МПа ного газа влага выходе на выходе

нм3/ч кг/ч нм3/ч кг/ч кг/ч кг/ч вихревои трубы, "С вихревой трубы. °С

Состав 1

1,0 616,0 1127,0 615,0 1125,0 0,5 1,6 32,6 32,6

2,0 192,0 288,0 186,0 275,2 0,2 12,6 8,5 8,5

3,0 28,0 38,0 27,0 34,7 0,0 3,3 минус 4,3 минус 4,3

Состав 2

1,0 881,0 1468,0 881,0 1467,9 0,0 0,1 35,6 35,6

2,0 601,0 866,0 586,0 832,9 1,0 32,1 9,3 9,3

3,0 427,0 557,0 408,0 516,2 0,7 40,1 минус 3,6 минус 3,6

Состав 3

1,0 951,0 1473,0 951,0 1473,0 0,0 0,0 36,2 36,2

2,0 785,0 1101,0 767,9 1062,0 1,3 37,7 9,7 9,7

3,0 637,0 821,0 609,5 761,0 0,6 59,4 минус 3,5 минус 3,5

В третьем разделе приведены результаты разработки технологических схем подготовки растворенного газа в составе действующих объектов подготовки нефти.

Подтоварная вода направляется на рециркуляцию, а избыток отводится на кустовую насосную станцию для закачивания в пласт. Отделившийся газ поступает на газоразделение в двухпоточную или трехпоточную вихревую трубу (рисунок 2).

Научно обоснованная технология предназначена для подготовки растворенного газа для использования в качестве сырья и топлива, применима также для многоступенчатой сепарации нефти независимо от количества ступеней сепарации. В качестве примера объекта подготовки нефти принята технологическая схема трехступенчатой сепарации нефти Приобского месторождения.

Растворенный газ концевой ступени сепарации по трубопроводу 1 поступает для компримирования ЖГЭ-1, в качестве рабочей жидкости используется подтоварная вода, подаваемая насосом Н-1 по трубопроводу 2.

Поток холодного газа из трехпоточной вихревой трубы ТВТ-1 по трубопроводу 26 направляется в рекуперативный теплообменник Т-1 для охлаждения потока газа сепаратора С-3. Далее подготовленный газ по трубопроводу 29 направляется на смешение с потоком горячего газа из ТВТ-1, поступающего по трубопроводу 27 и далее объединенный поток РГ по трубопроводу 30 транспортируется потребителю. Выделившийся из РГ конденсат из ТВТ-1 отводится по трубопроводу 28.

Подготовленный 30 газ

Ниэконапорный газ 4 Р=0Л01 МПа

Ниэконапорный газ Р-0,2 МПа

Газ 1ст сепарации нефти Р=0,8 МПа 12 15

-„^г-. * ^--—' м/г-а т 4--—______» I У.________

конденсат конденсат

Нефтепромысловая сточная вода

С-1, С-2, С-3, С-4 - сепаратор Н-1 - насос

Т-1 - рекуперативный теплообменник

ЖГЭ-1, ЖГЭ-2, ЖГЭ-3 - жидкостно-газовый эжектор

ТВТ-1 — двухпоточная вихревая труба

нефтепромысловая сточная вода

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема подготовки РГ в составе объектов подготовки нефти с помощью жидкостно-газового эжектора и трехпоточной вихревой трубы

Расчет процесса компримирования газа жидкостно-газовым эжектором и сепарации водогазовой смеси приводился в программном комплексе Нувув на примере растворенного газа ЮЛТ Приобского месторождения, расчеты выполнены при суммарном расходе газа всех ступеней сепарации - 1000 м3/ч (при 0 °С и 101325 Па).

Исходные данные для расчетов:

— давление растворенного газа концевой ступени сепарации — 0,101325 МПа (абс.), давление газа второй ступени сепарации - 0,2 МПа (абс.), давление газа первой ступени сепарации - 0,8 МПа (абс.);

- температура газа - 40 °С;

- расход газа 1-й ступени сепарации - 800 м3/ч (при 0 °С и 101325 Па), расход газа 2-й ступени сепарации - 100 м3/ч (при 0 °С и 101325 Па), расход газа концевой ступени сепарации — 100 м3/ч (при 0 °С и 101325 Па);

- газ насыщен по влаге и углеводородам при входных условиях;

- состав и свойства газа по ступеням сепарации приведены в таблице 5;

- плотность воды - 1030 кг/м3;

- температура воды - 20 °С;

- давление насыщенных паров рабочей жидкости - 2317 Па.

Таблица 5 - Состав и свойства растворенного газа ЦППН Приобского месторождения (по сепараторам)

Газ 1-й ступени сепарации Газ 2-й ступени сепарации Газ концевой ступени сепарации

Свойства

Молекулярная масса, г/моль 23,20 36,41 48,26

Плотность, кг/м3 при 0 °С и 101325 Па 1,04 1,63 2,15

Состав, % мольн

СО, 1,08 1,49 0,94

N2 1,09 0,23 0,02

СН4 71,75 35,25 9,22

С,Н6 8,29 13,23 11,34

С3Н8 10,98 28,00 39,63

1-С4Н10 1,27 3,65 6,14

П-С4Н1П 3,28 9,62 16,80

¡-С5н,, 0,56 1,74 3,20

п-С5Н„ 0,73 2,31 4,29

Хс6+ 0,96 4,49 8,43

В процессе компримирования газа происходят фазовые превращения: конденсируются влага, углеводороды. Результаты расчета процесса конденсации углеводородов и влаги из газа в сепараторах С-1, С-2, С-3 приведены в таблице 7.

Таблица 6 - Результаты расчета процесса компримирования газа

жидкостно-газовым эжектором

Давление газожидкостной смеси Давление воды на входе Расход воды на входе

на выходе эжектора, МПа эжектора, МПа эжектора м3/ч

эжектор ЖГЭ-1

0,2 1,2 26,6

эжектор ЖГЭ -2

0,8 4,4 21,3

эжектор ЖГЭ -3

2,0 5,5 161,0

2,5 6,9 150,0

3,0 8,3 142,0

3,5 9,7 136,0

4,0 14,4 131,0

Таблица 7 - Результаты расчета процесса конденсации углеводородов и

влаги из газа в сепараторах С-1,2,3

Давление на выходе Расход газа на Расход газа на Конден- Конден-

эжектора, МПа входе эжектора выходе сируемая сируемые

сепаратора влага углеводороды

нм3/ч кг/ч им7ч кг/ч кг/ч кг/ч

Эжектор ЖГЭ -1, сепаратор С-1

0,2 100 199,5 96,5 196,5 2,86 0,14

Эжектор ЖГЭ -2, сепа] эатор С-2

0,8 196,5 368,0 172,3 313,3 5,4 49,3

Эжектор ЖГЭ -3, сепаратор С-3

2,0 972,3 1378,0 972,3 1378,0 -

2,5 926,2 1279,0 0,8 98,2

3,0 863,9 1156,0 1,0 221,0

3,5 805,0 1049,0 1,3 327,7

4,0 750,8 956,1 1,5 420,4

На основании анализа результатов таблицы 1 сделан вывод, что с увеличением давления компримирования увеличивается количество конденсируемых углеводородов для всех составов, характерных концевым ступеням сепарации нефти.

На основании анализа составов и свойств газа, отделяемого в сепараторе С-3 в зависимости от давления компримирования, установлено, что при увеличении давления компримирования плотность подготовленного газа уменьшается.

Таблица 8 - Результаты расчета процесса охлаждения газа и эффекта

Ранка-Хилша в вихревой трубе

Давление Расход газа на Расход Конден- Конденсируемые ТТР по ТТР по

газа на подготовку подготов- сируемая углеводороды у/в газа на воде газа

выходе ленного газа влага выходе на выходе

эжектора, нм3/ч кг/ч нм3/ч кг/ч кг/ч кг/ч вихревои вихревои

МПа трубы, "С трубы, °С

давление подготовленного газа 0,3 МПа

2,0 972,3 1378,0 946,8 1319,0 2,2 56,8 минус минус

16,9 16,9

3,0 863,9 1156,0 822,5 1063,0 1,7 91,3 минус минус

28,4 28,4

4,0 750,8 956,1 701,6 848,7 1,2 106,2 минус минус

36,4 36,4

давление подготовленного газа 0,8 МПа

2,0 972,3 1378,0 952,9 1334,0 2,1 41,9 9,2 9,2

3,0 863,9 1156,0 823,6 1069,0 1,3 85,7 минус 3,6 минус 3,6

4,0 750,8 956,1 699,8 848,7 1,1 106,3 минус минус

14,0 14,0

Анализ результатов расчета процесса охлаждения газа и эффекта Ранка-

Хилша в вихревой трубе при давлении подготовленного газа 0,3 МПа и 0,8 МПа (табл. 8) позволяет сделать следующие выводы:

- при давлении газа от 2,0 МПа до 4,0 МПа температура точки росы по углеводородам и влаге РГ изменяется от минус 10 °С до минус 20°С;

- растворенный газ возможно подготовить для сдачи в газосборную систему в летний период для холодного макроклиматического района, для сдачи в зимний период для холодного макроклиматического района при температуре точки росы минус 14,0 необходимы специальные условия;

- растворенный газ возможно подготовить для сдачи в газосборную систему в летний и зимний периоды для теплого макроклиматического района.

В четвертом разделе представлено обоснование технологических показателей работы оборудования для подготовки растворенного газа Приобского месторождения интегрированного в существующий комплекс подготовки нефти.

Газожидкостная нефтяная эмульсия со скважин, расположенных на кустовых площадках южной лицензионной территории Приобского месторождения по самостоятельным выкидным коллекторам через замерные

установки по нефтесборному коллектору герметизированной однотрубной системы под давлением 5+15 кгс/см2 поступает на ДНС-1, ДНС-1 А.

Далее нефть с ДНС-1 насосами по высоконапорному трубопроводу герметизированной однотрубной системы поступает на ЦППН-6, а с ДНС-1 А на ЦППН-7 где происходит подготовка нефти. Принципиальная технологическая схема ДНС-1 А изображена на рисунке 3.

Расположение скважин - кустовое: однорядное, двухрядное. Система сбора имеет общий и замерной коллектор.

Растворенный газ Приобского месторождения практически весь сжигается на факелах виду отсутствия системы подготовки растворенного газа. Около одного процента используется на нужды котельных и для подготовки нефти ЦППН-7.

УУГ

Нефтяная эмульсия с

кустов скважин Левобережной части Приобского месторождения

ГС-1 (1x50 м3)

ФВД

Нефть на ЦППН-6

Рисунок 3 - Принципиальная технологическая схема ДНС-1 А

левобережной части Приобского месторождения На основании проведенных расчетов процессов компримирования газа жидкостно-газовым эжектором, последующей сепарации водогазовой смеси, охлаждения газа и эффекта Ранка-Хилша в вихревых трубах для разработанных технологий подготовки РГ обоснованы технологические режимы работы оборудования (табл. 9).

Таблица 9 - Технологические режимы работы оборудования технологии

подготовки газа в составе объектов подготовки нефти

Давление Давление воды Удельный расход Температура точки

газожидкостнои смеси на на входе воды на входе росы по углеводородам

выходе эжектора, МПа эжектора, МПа эжектора, м3/1000 м3 газа и влаге, °С

Эжектор ГЖЭ-1

0,2 1,2 266

Эжектор ГЖЭ-2

0,8 4,4 213

Эжектор ГЖЭ-3 (давление подготовленного газа 0,3 МПа)

2,0 5,5 161,0 минус 16,9

3,0 8,3 142,0 минус 28,4

4,0 14,4 131,0 минус 36,4

Эжектор ГЖЭ-3 (давление подготовленного газа 0, 8 МПа)

2,0 5,5 161,0 9,2

3,0 8,3 142,0 минус 3,6

4,0 14,4 131,0 минус 14,0

Для технологий определены зависимости температуры точки росы по углеводородам и влаге от давления компримирования газа для газов различной плотности (1,56 1,99 кг/м3), характерных газу концевых ступеней сепарации нефти. График зависимости температуры точки росы по углеводородам и влаге от давления компримирования газа для газов различной плотности при давлении подготовленного газа 0,3 и 0,8 МПа приведен на рисунке 4.

Установлено, что температура точки росы по углеводородам и влаге от давления компримирования газа характеризуется логарифмической зависимостью:

где: 1р - температура точки росы, °С; Рк - давление компримирования, МПа; А и В - коэффициенты, зависящие от плотности газа (р = 1,56 1,99 кг/м3).

Для полученной зависимости коэффициент корреляции (Я2) составляет 0,996 ^ 0,999, что позволяет судить о ее достоверности.

Коэффициенты А и В зависят от плотности газа (р = 1,56 1,99 кг/м3) и характеризуются линейной зависимостью.

Для давления подготовленного газа 0,3 МПа:

А = 7,4157-р - 42,889, Я2 = 0,9616 (2)

В = -9,2609 р + 20,274, И2 = 0,9815 (3) Для давления подготовленного газа 0,8 МПа:

А = 6,0983-р-45,819, Я2 = 0,9757 (4)

В = -7,5408 -р + 47,297, Я2 = 0,9829 (5)

Давление компримирования газа, МПа

Рисунок 4 - График зависимости температуры точки росы по углеводородам и влаге от давления компримирования газа в эжекторе ЖГЭ-3

Зависимости (1)-(5) позволяют при определенной плотности газа и давлении компримирования газа определить температуру точки росы подготовленного газа.

о

X

т О)

1-10

г

£ -20

-25

давление

компримированного газа 0,3 МПа

у = -33,391п(х) + 3 Я2 = 0,9977

-давление компримированного газа 0.8 МПа

3.50 4,00

Для технологий подготовки газа в составе объектов подготовки нефти (раздел 3) установлены зависимости температуры точки росы по углеводородам и влаге от давления компримирования газа в эжекторе ЖГЭ-3.

Все технологические расчеты производились на расход 1000 м3/ч (при температуре 0 °С и давлении 101325 Па), что при реальном расходе газа, отличающемся от данной величины, позволяет, используя поправочный коэффициент, применять приведенные выше технологические режимы.

Зависимости, представленные на рисунке 4, позволяют при давлении компримирования газа определить температуру точки росы подготовленного газа.

Разработанные научно-технологические решения планируются к внедрению в компании ОАО «Газпромнефть-Хантос» при планировании существующей системы подготовки скважинной продукции на ДНС-5 ЮЛТ Приобского месторождения. Ожидаемый уровень подготовленного растворенного газа для дальнейшего использования составит до 95 %.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что к основным факторам, определяющим выбор рентабельной технологии использования растворенного газа, относятся: инфраструктура (газопроводы, ГПЗ, дороги) района расположения месторождения; стадия разработки месторождения; количественная и качественная характеристика газа.

2. Разработана технология использования растворенного газа подачей его в газосборные сети после подготовки в вихревых трубах, работающих от давления входящего газа, при этом для компримирования газа применены жидкостно-газовые эжекторы, не требующие подготовки газа. Установлено, что с увеличением давления РГ поступающего на подготовку в вихревые трубы снижается содержание в нем тяжелых компонентов и температура точки росы по влаге и углеводородам.

3. Разработаны технологические схемы и обоснованы технологические режимы работы оборудования подготовки РГ в составе объектов сбора и

подготовки скважинной продукции ДНС-1А ЮЛТ Приобского месторождения включающие сбор газа со всех ступеней сепарации, его компримирование подготовку в вихревых трубах.

4. Установлены зависимости температуры точки росы по углеводородам и влаге подготовленного растворенного газа от его плотности и требуемого давления, что позволяет использовать её при обосновании режимов работы оборудования и для других месторождений.

5. Разработанные решения внедрены на ЮЛТ Приобского месторождении ОАО «Газпромнефть-Хантос» в результате чего на ДНС-5 уровень использования растворенного газа увеличен до 95 % за счет его подготовки и подачи в газсосборные сети для дальнейшей подачи в магистральные газопроводы.

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

¡.Марченко А.Н. Роль центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра по УВС) в решении проблемы использования растворенного газа / А.Н. Марченко, A.B. Иванов//Наука и ТЭК. - 2011,-№ 1,-С. 17-19.

2. Фоминых О.В. Ресурсосберегающие технологии нефтяной промышленности: Монография / О.В. Фоминых, С.А. Леонтьев, A.B. Иванов, А.Н. Марченко. - СПб.: Недра, 2011.- 184 с.

3. Иванов A.B. Энергосберегающие технологии подготовки попутного нефтяного газа в составе объектов подготовки нефти // Наука и ТЭК. - 2012,- № З.-С. 52-54.

5. Иванов A.B. Подготовка низконапорного попутного нефтяного газа / A.B. Иванов, О.В. Фоминых, С.А. Леонтьев // Территория нефтегаз. - 2012.- № 8.-С. 16-20.

6. Иванов A.B. Энергосберегающая технология подготовки низконапорного попутного нефтяного газа / A.B. Иванов, С.С. Иванов, О.В. Фоминых, С.А. Леонтьев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №4. С. 408-419. URL: http://www.ogbus.ru/authors/IvanovAV/ IvanovAV_l.pdf.

7. Марченко А.Н. К вопросу обоснования извлекаемых запасов растворенного газа / А.Н. Марченко, A.B. Иванов // Недропользование XXI век. -2012,-№5.-С. 60-62.

Соискатель A.B. Иванов

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г. Подписано в печать 22.04.2013 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 171. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Иванов, Алексей Владимирович, Тюмень

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 04201 357832 (ТюмГНГУ)

На правах рукописи

ИВАНОВ АЛЕКСЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель -кандидат технических наук Фоминых О.В.

Тюмень - 2013

Введение...................................................................................................................4

1 Исследование проблем потерь ценного углеводородного сырья при его добыче.......................................................................................................................6

1.1 Эффективность добычи и использования растворенного нефтяного газа (РГ).........................................................................................................................6

1.2 Исследование технологических и структурных схем использования РГ.9

1.3 Исследование способов подготовки растворенного нефтяного газа......19

1.4 Анализ факторов, влияющих на выбор методов использования нефтяного газа.....................................................................................................44

Выводы по разделу 1.............................................................................................49

2 Разработка способов подготовки растворенного нефтяного газа.................50

2.1 Разработка технологических решений по подготовке низконапорного растворенного нефтяного газа...........................................................................50

2.2 Расчет и обоснование технологических режимов работы оборудования технологии подготовки низконапорного растворенного нефтяного газа ....55

2.2.1 Методика расчетов фазовых равновесий и режимов работы жидкостно-газового эжектора........................................................................55

2.2.2 Расчет процесса компримирования газа жидкостно-газовым эжектором.........................................................................................................61

2.2.3 Расчет процесса охлаждения газа и эффекта Ранка-Хилша в вихревой трубе.................................................................................................66

Выводы по разделу 2.............................................................................................74

3 Разработка технологических решений по подготовке растворенного нефтяного газа в составе объектов подготовки нефти......................................75

3.1 Способы подготовки РГ...............................................................................75

3.2 Расчет процесса компримирования газа жидкостно-газовым эжектором ..............................................................................................................................80

3.3 Расчет эффекта Ранка-Хилша в вихревых трубах....................................85

Выводы по разделу 3.............................................................................................89

4. Обоснование технологических параметров работы комплекса технических средств использования растворенного нефтяного газа.....................................90

4.1 Характеристика объекта внедрения технологических решений.............90

4.2 Обоснование технологических режимов работы оборудования подготовки низконапорного растворенного нефтяного газа.......................103

4.3 Технологические режимы работы оборудования технологии подготовки растворенного нефтяного газа в составе объектов подготовки нефти...............................................................................................................107

Выводы по разделу 4...........................................................................................110

Основные выводы и рекомендации...................................................................111

Список использованных источников.................................................................112

ВВЕДЕНИЕ

Сложность внедрения известных технологий использования растворенного газа (РГ) объясняется не только их высокой стоимостью, но и несоответствием цены на газ затратам на его подготовку. На их величину влияют изменение объема добычи газа и качественные характеристики (компонентой состав, содержание широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), давление) за период разработки месторождения. Например, в 2005 году на южной лицензионной территории Приобском месторождении ОАО «Газпромнефть-Хантос» добыто 17,8 млн.м растворенного газа, а в 2011 уже 68,3 млн. м . Использование газа на собственные нужды составило всего 10,6 %, остальное было сожжено на факелах, так как объемы его добычи существенно превышают необходимые объемы потребления. Существующие технологии подготовки растворенного газа для дальнейшего использования

о

рентабельны при объемах добычи РГ более 500 млн. м /год, т.к. при этом обеспечивается реализация известных технологических процессов без существенного изменения объектов подготовки нефти на месторождении.

В этой связи, для месторождений с уровнем добычи растворенного газа

о

менее 500 млн. м /год, становится актуальным разработка рентабельных технологий подготовки растворенного газа, например, для дальнейшей его подачи в газосборные сети дальнейшем компримировании на ДКС (при входном давлении не менее 0,8 МПа) и сдачи в магистральные газопроводы. Однако существует ряд требований для подачи газа в газопроводы и использования на собственные нужды (ГОСТ 5542-87, ГОСТ Р 53367-2009, ОСТ 51.40-93) по величине температуры точки росы по влаге и углеводородам в пределах от (-10) до (-30) °С, содержанию сероводорода до концентрации не более 0,007 г/м3. Поэтому разработка технологии, обеспечивающей минимальные капитальные и текущие затраты, подготовки растворенного газа для его использования на собственные нужды и подачи в магистральные газопроводы, является актуальной.

Цель работы

Повышение эффективности использования растворенного газа путем разработки технологии его подготовки с применением жидкостно-газовых эжекторов и вихревых труб.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих технологий использования растворенного газа и определение областей их эффективного применения.

2. Исследование и выявление факторов, влияющих на обоснование выбора технологии использования растворенного газа.

3. Разработка технологии подготовки растворенного газа с применением жидкостно-газовых эжекторов и вихревых труб в составе объектов подготовки нефти на месторождении.

4. Разработка технологических схем и обоснование режимов работы оборудования для технологии подготовки растворенного газа к использованию на собственные нужды или сдаче в газосборные сети.

Научная новизна выполненной работы

1. Доказана технологическая эффективность подготовки растворенного газа для его сдачи в газосборные сети при давлении не менее 0,8 МПа с температурой точки росы по влаге и углеводородам -14 °С, что, в отличие от известных технологий, рентабельно при объемах добычи газа менее 500 млн.м3/год.

2. Впервые установлена зависимость температуры точки росы подготовленного растворенного газа от его плотности и требуемого давления при подготовке газа по разработанной технологии, которая позволяет обосновать технологические режимы работы оборудования.

1 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМ ПОТЕРЬ ЦЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ПРИ ЕГО ДОБЫЧЕ

При добыче скважинной продукции нефтяных месторождений происходит выделение из нефти газообразных компонентов, которые содержат сероводород, азот, монооксид углерода, диоксид углерода, аргон, гелий, водород и др., а также воду и неорганические вещества. Их содержание зависит как от состава нефти и пластовых вод, так и от технологии сепарации и обработки растворенного газа (РГ). Среди углеводородов РГ доминируют алканы СН4-С5Н12, однако могут содержаться и углеводороды значительно большей молекулярной массы. И в этом случае состав выделяемого из нефти РГ определяется технологическими решениями [1] эксплуатации скважин и сбора и подготовки скважинной продукции.

1.1 Анализ уровней добычи и эффективности использования растворенного газа

Согласно официальным зарубежным данным [3], в начале XXI века крупнейшим регионом сжигания растворенного газа является Россия. Согласно результатам исследований в 2004 году в России было сожжено 50,7 млрд. м3 растворенного газа, при этом в официальной отчетности указывалось 14,9 млрд. м3.

Реальные объемы добычи и сжигания РГ в России сложно оценить, т.к. данные по различными ведомствам различаются. Указывается, что за 2005 год по данным официальной статистики добыто 55,9 млрд. м3, Российского федерального геологического фонда - — 56,7 млрд. м3, Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса — 57,6

3 3

млрд. м . Объем сжигаемого растворенного газа составил 13,1 млрд. м , 13,4

3 3

млрд. м , 14,9 млрд. м соответственно.

Объем добычи РГ по данным Росстата и ЦДУ ТЭК значительно увеличивается: с 37,7 млрд. м3 в 2001 г. до 56,6 млрд. м3 в 2006 г. Динамика его использования существенно отстает от темпов добычи. Объем использования РГ за этот период увеличились в 1,4 раза (с 30,4 млрд. м3 в

о

2001 г. до 42,5 млрд. м в 2006 г.). Поэтому объем сжигаемого растворенного газа только увеличивается (с 7,4 млрд. м3 в 2001 г. до 14,1 млрд. мЗ в 2006 г., т. е. в 1,9 раза). В ХМАО - Югра, по данным окружной администрации ежегодно сжигается до 7,6 млрд. м3 растворенного газа, что сравнимо с уничтожением 6,5 млн. тонн нефти.

Например, в 2007 г. на южной лицензионной территории Приобского месторождения ОАО «Газпромнефть-Хантос» добыто 498 млн.м растворенного газа, а в 2011 г. уже 643 млн. м3. При этом использовано на собственные технологические нужды 5 и 11 % соответственно. Остальной объем сожжен на факелах. При стоимости продажи растворенного газа 1500 руб./тыс.м3 недропользователь недополучил 854 млн. руб. в 2011 г.

По данным МПР 26 % (14 млрд. м3) РГ направляется в переработку, 47 % (26 млрд. м ) используется на собственные нужды и списывается на технологические потери, а 27 % (15 млрд. м3) сжигается.

Достоверность оценки объема добычи и использования РГ подвергается сомнению, так как методики и приборы измерения, учета и оценки ресурсов растворенного газа несовершенны. В этой связи наблюдается несоответствие данных, в частности, по нефтяным компаниям. На большинстве промыслов отсутствуют счетчики газа, а отчеты компаний о его использовании не всегда соответствуют действительности. По данным Правительства ХМАО, в 2007 г. лишь половина факельных установок в округе оснащена замерными устройствами, чему способствовало повсеместное оснащение датчиками факельных установок на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

В табл. 1.1 приведены официальные статистические данные по объемам добычи растворенного газа за 2001-2006 гг. самыми крупными компаниями-недропользователями.

Таблица 1.1- Динамика добычи растворенного газа нефтяными компаниями за 2001-2006 гг., млрд. м3

Компании 2001г. 2002г. 2003г. 2004г. 2005г. 2006г.

Сургутнефтегаз 11Д 13,3 13,88 14,31 14,36 14,62

Роснефть 5,63 6,46 7,01 9,38 13,05 13,56

ОАО «ЛУКОЙЛ» 3,72 4,28 4,77 5,02 5,68 14,11

ТНК-ВР 5,41 4,78 6,81 8,01 8,72 8,65

ОАО «Газпром нефть» 1,64 1,40 1,99 1,96 1,99 2,05

ОАО «Славнефть» 1,39 1,13 0,82 0,92 0,99 0,93

ОАО «Татнефть» 0,75 0,72 0,73 0,74 0,74 0,74

ОАО «Башнефть» 0,37 0,36 0,37 0,36 0,36 0,33

ОАО «Русснефть» - 0,67 0,77 1,06 1,54

Всего по НК 31.72 34,81 40,49 44,88 48,90 58,43

В ОАО «НижневартовскНИПИнефть» взяв средний газовый фактор для компаний, приведенных в табл. 1.1, рассчитали ориентировочные объемы добычи РГ в 2005-2006 гг. для ОАО «Газпром» и других компаний-недропользователей, не вошедших в табл. 1.1. (табл. 1.2).

В этих данных отсутствуют объемы добычи РГ ОАО «Газпром» и рядом других нефтяных компаний, хотя их доля в объеме добычи нефти по России за 2006 г. составляет 2,79 и 5,75 % соответственно.

Таким образом, сжигание РГ в России вызвано: отсутствием совершенных технологий, позволяющих утилизировать РГ 3 и 4 ступеней сепарации в связи с их низким давлением.

За последние несколько лет ситуация улучшилась в лучшую сторону. Согласно официальной статистике по ЯНАО и ХМАО уровень использования РГ приближается к установленной отметке в 95 %. В таблице

1.3 приведена статистика использования растворенного газа по ЯНАО и ХМАО.

Таблица 1.2 - Добыча растворенного газа за 2005-2006 гг. компаниями-недропользователями, млрд. м3

Наименование компаний 2005г. 2006г.

ОАО «Сургутнефтегаз» 14,36 14,62

ОАО «Роснефть» 13,05 13,56

ОАО «ЛУКОЙЛ» 5,26 5,07

ОАО «ТНК-ВР» 8,65 8,72

ОАО «Газпром нефть» 1,99 2,06

Славнефть 0,99 0,93

ОАО «Татнефть» 0,74 0,74

ОАО «Башнефть» 0,36 0,33

ОАО «Русснефть» 1,06 1,54

Итого по ВИНК 48,41 49,46

Средний газовый фактор 111,9 112,53

Газпром 1,43 1,5

Прочие компании 2,75 3,09

Россия в целом 52,59 54,05

Таблица 1.3- Статистические данные по уровням использования растворенного газа

Годы 2008 2009 2010 2011 2012

% использования

ЯНАО 57,02 65,07 75,14 79,94 78,01

ХМАО 82,4 86,4 86,4 85,34 -

Таким образом, не смотря на высокий уровень развития технологий рационального использования растворенного газа, по ЯНАО и ХМАО до сих пор не достигнут уровень использования в 95 %. Это объясняется тем, что при малых объемах добычи РГ внедрение существующих технологий не рентабельно, что подтверждает актуальность разработки новых технологий и технических средств.

1.2 Исследование технологических и структурных схем рационального использования растворенного газа

Использование растворенного газа в качестве топлива для газоэлектрогенераторов [4] относится к широко применяемым и проработанным технологиям (рис. 1.1).

Отработанный газ

Потребитель телла

Электрическая

Рисунок 1.1- Схема использования растворенного газа газоэлектростанцией

Первая в России электростанция вЕ 1епЬасЬег, работающая на попутном нефтяном газе, была поставлена компании «Северная нефть» (Республика Коми, Сандивейское месторождение) в 2002 г. Станция состоит

из пяти энергоблоков в контейнерном исполнении (суммарная мощность 3775 кВт).

При приемлемом составе РГ эффективность этого способа высока. По данным разработчиков, работающая на РГ электростанция с утилизацией тепла (кпд учетной стоимости 300 руб. за 1000 м3), окупается за 3-4 года.

Предложение энергоблоков на рынке очень широко. Отечественные и зарубежные компании наладили выпуск установок, как в газотурбинном (ГТУ), так и в поршневом вариантах. Как правило, для большинства конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или РГ (определенного состава). Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла, предлагаются варианты самых современных и технологичных парогазовых установок. Таким образом возрастает внедрение объектов малой энергетики нефтяными компаниями для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией РГ и ШФЛУ. Согласно расчетам, себестоимость 1 кВтч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, а для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» - 38 коп. (при невозможности работать на чистом ШФЛУ и потери мощности при работе на смешанном топливе).

ОАО «Сургутнефтегаз», утилизирующий до 96 % РГ, ведет строительство 5 газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях - Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском. Реализация проекта позволит обеспечить выработку 1,2 млрд. КВтч/год (суммарная мощность электростанции 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт производства «Искра- Энергетика»). Каждый из этих энергоблоков способен в год переработать до 30 млн. м растворенного газа и выработать до 100 млн. кВтч электроэнергии.

Сжижение РГ на месторождении с помощью малотоннажных установок (мини-ГПЗ). В настоящее время растворенный газ сжигается на факелах в основном малодебитных месторождений нефти с ресурсами растворенного газа от 5 до 50 млн м /год. Считается, что затраты на рациональное использование растворенного газа небольших и удаленных от потребителя месторождений экономически нецелесообразны.

Эффективно решить проблему позволит применение небольших модульных газоперерабатывающих установок (рис. 1.2).

ХРАНЕНИЕ ШФЛУ

Рисунок 1.2 - Схема коммерческой использования растворенного газа на нефтяном месторождении с применением малотоннажной установки МУПГ-100 Такие мини-заводы работают по упрощенной схеме переработки растворенного газа с выделением ШФЛУ, доставкой ее на крупные газофракционирующие установки ГПЗ для получения товарных продуктов пропанбутана, бензина. Сухой газ сжигается в газоэлектрогенераторах, вырабатывающих электроэнергию для нужд месторождения, близлежащих населенных пунктов и промышленных объектов.

Добытая неф|ь Нефть Вода

Попутный нефтяной г

ШФЛУ

Сухой газ

Подобные технологии не решает экологической проблемы, поскольку при ее использовании в атмосферу выбрасываются не менее вредные вещества, чем при сгорании газа на факеле, что не соответствует требованиям Киотского протокола. Поэтому наибольший интерес с позиции рационального недропользования представляют технологии без сжигания газа в энергетических установках. Например, закачивание РГ или продуктов, образующихся при его сгорании в энергетических установках, в пласт для повышения нефтеотдачи, т.к. газ, в силу своей гомологической близости к нефти, является оптимальным агентом для газово