Для оптимизации термобарических режимов работы установок осушки газа на УКПГ ООО «Газпром Добыча Уренгой» реализованы и апробированы следующие технические решения:
1. Осушка газа до компримирования. Работа УКПГ по схеме УО - ДКС I ст. - ДКС II ст. позволяет снизить температуру контакта до 10…120 С в летний период. Эта схема внедрена на УКПГ-2. Анализ результатов эксплуатации показал, что при давлении контакта 2,6…3,2 МПа и температуре контакта 4…120 С обеспечивается Ттр = минус 20…минус 220 С, хорошо соответствующая результатам расчетных исследований. Прогнозные расчеты показали, что возможности осушки газа до компримирования при сохранении величины орошения 10 г/м3 и массообменной эффективности абсорберов 1,5…1,7 теоретических тарелок ограничены давлением контакта 2,2…2,4 МПа. Предложенная схема может быть реализована до 2003…2004 г.г. на УКПГ- 1Ас, 9, 10, 11, 13 и 15, имеющих запас давления и обеспечивающих производительность абсорберов в соответствии с проектным отбором газа. На остальных УКПГ эта схема не перспективна вследствие низкого входного давления.
2. Важным направлением оптимизации термобарических параметров осушки газа является технология двухступенчатой осушки газа. Принципиальное отличие данной технологии от проектной заключается в предварительной осушке газа и дальнейшем его компримировании с охлаждением до более низких температур перед окончательной осушкой.
В отработанной в промышленных условиях технологии предварительная осушка газа осуществляется в цехе очистки газа перед ДКС I ступени сжатия. Весь объем отработанного насыщенного раствора ДЭГа с абсорберов УКПГ направляется на впрыск во входной трубопровод фильтра-сепаратора цеха очистки газа, где сырой газ осушается в прямоточном контакте с насыщенным ДЭГом. Далее отработанный насыщенный ДЭГ сепарируется в фильтр-сепараторе и подается на установку регенерации ДЭГа. В качестве ступени контакта в данном случае служит прямой участок технологического газопровода Ду 500 мм между входным сепаратором и фильтр-сепаратором цеха очистки газа и сам фильтр-сепаратор.
Одним из важнейших преимуществ схемы двухступенчатой осушки газа является обеспечение более глубокого охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) ДКС I ступени сжатия. Это достигается за счет уменьшения влажности «сырого газа» на первой ступени сжатия и снижения температуры гидратообразования
Технология двухступенчатой осушки газа успешно апробирована на УКПГ-3 и 12. При этом достигнута температура контакта «газ-ДЭГ» в цехе осушки газа 5…8 о С. В процессе эксплуатации схемы двухступенчатой осушки газа установлено, что безгидратный режим работы АВО обеспечивается при температуре окружающего воздуха до минус 30 0 С. В зимний период на первой ступени осушки достигается температура точки росы минус 9 о С, на второй ступени - минус 20…минус 22 о С.
Расчеты показали (рисунки 5.5, 5.6), что двухступенчатая осушка эффективна не только в холодное время. В летний период на УКПГ с абсорберами ГП-252 и ГП-502 она обеспечивает качество газа при температурах контакта 27…28 о С, а на УКПГ с абсорберами ГП-365 работоспособна при температурах контакта ниже 24…25 о С даже без реконструкции абсорберов.
Из вышесказанного следует, что схема двухступенчатой осушки газа в компрессорный период эксплуатации месторождения является одним из эффективных технических решений, обеспечивающих качество промысловой подготовки газа.
Наряду с положительным эффектом, эксплуатация схемы выявила ряд легко устранимых осложнений: увеличение нагрузки фильтрующих патронов по жидкости и их быструю забиваемость мехпримесями, особенно при применении вторичного ДЭГа с ГКС; попадание ДЭГа в маслосистему, что приводит к ухудшению свойств масла.
Технологическая обстановка на УКПГ Уренгоя в период падающей добычи позволяет предложить более эффективные схемы реализации технологии двухступенчатой осушки.
По мере изменения объемов добычи газа к 2005 году на всех УКПГ кроме 9 и 10 (см. таблицу 2.4) высвобождается до половины оборудования ЦОГ, что позволяет использовать его для предварительной осушки всего объема сырого газа (I-я ступень осушки). При этом оставшиеся технологические линии выполняют свои непосредственные функции по защите оборудования ДКС от уноса жидкой фазы в капельном виде.
Для повышения эффективности процесса осушки газа по этой схеме ДОАО «ЦКБН» разработаны технические решения по реконструкции сепаратора ГП 554 (ЦОГ) в массообменный аппарат.
Модернизация сепаратора предполагает:
замену существующего узла входа газа на узел входа газа специальной конструкции;
перемещение сепарационной тарелки с элементами ГПР-353 вниз и монтаж на ее месте дополнительной контактно-сепарационной ступени из элементов ГПР-362;
подачу насыщенного раствора ДЭГа через имеющийся штуцер (Ду 20…25 мм) на контактно-сепарационную ступень.
Отвод насыщенного ДЭГа с контактно-сепарационной тарелки осуществляется самотеком через имеющийся штуцер Ш50 мм без применения приборов КИП.
Дальнейшее развитие технологии двухступенчатой осушки газа может идти за счет использования высвобождающегося оборудования цеха осушки.
Сокращение добычи газа на Уренгойском месторождении позволяет принимать весь его объем в одном из технологических цехов осушки УКПГ, после чего компримировать газ в две ступени и осушать в другом цехе УКПГ. К 2005 году высвобождается половина технологических линий осушки на всех УКПГ кроме УКПГ 10 (см. таблицу 2.4).
Как вариант обеспечения необходимых условий осушки и транспорта газа ООО «Газпром Добыча Уренгой» предложена схема с предварительной осушкой газа на двух-трех УКПГ, окончательной осушкой и компримированием на другой УКПГ.
Внедрение двухступенчатой осушки на всех УКПГ Уренгоя сдерживается отсутствием ТЭО оптимального варианта реализации и проектно-сметной документации.
В связи с внедрением процесса двухступенчатой осушки и промышленным освоением ресурсов вторичного ДЭГа актуальной стала проблема накопления солей в ДЭГе. Для очистки ДЭГа от мехпримесей, смол, солей необходимо начать строительство «Блока комплексной очистки гликоля» (черт. ГП 1878), разработанного ДОАО «ЦКБН».
На всех установках регенерации гликоля для нагрева ДЭГа используются парокотельные установки, отработавшие свой нормативный ресурс (20 лет и более). Необходимо выполнить ТЭО перевода их на водогрейный режим для отопления производственных помещений. Для обеспечения теплом технологических процессов регенерации гликоля установить огневые нагреватели. Как варианты предлагаются установить трубчатые печи с жидкофазным нагревом, либо термосифонные огневые регенераторы гликолей конструкции ООО «ВНИИГАЗ» и ДОАО «ЦКБН». Предлагаемая конструкция обеспечивает «мягкий» и равномерный нагрев раствора гликоля, исключающий его разложение. Технико-экономическая целесообразность выбранного направления подтверждается как многолетней промышленной эксплуатацией аналогичных установок на Елшанской СПХГ (ООО Югтрансгаз), месторождениях Денгизкуль-Хаузак (Узбекистан) и Аглен (Болгария), так и результатами опытно-промышленных испытаний регенератора ДЭГа с термосифонами на УКПГ-5 Уренгойского месторождения, проведенными в 2002-2003гг.
На УКПГ - 11,12,13 и 15 после АВО газ дополнительно охлаждается до 4…6 оС на станциях охлаждения (СОГ). СОГи оснащены пропановыми холодильными машинами в модульном исполнении и эксплуатируются в теплый период времени года с мая по октябрь.
В настоящее время на всех СОГах в работе находится один модуль (по два модуля на УКПГ 12, 13, 15 и три модуля на УКПГ 11 находятся в резерве). В связи с этим целесообразно рассмотреть варианты использования СОГ:
возможность использования пяти простаивающих модулей СОГ для охлаждения газа перед установками осушки в летний период на других УКПГ;
переобвязка СОГ на УКПГ 11…15 на работу после АВО ДКС I ступени.
Это позволит нормализовать ситуацию с качеством подготовки газа в объеме 100…120 млн.м3 /сутки
По-прежнему осталась нерешенной проблема с измерением Ттр осушенного газа. Необходимо отработать методику измерения Ттр, чтобы снять противоречия между результатами замеров различными приборами (Харьков-1М, КОНГ-ПРИМА-2) и устранить конфликты между газодобывающими и газотранспортными предприятиями, связанные с качеством газа.
Следует отметить, что износ основных промышленно-производственных фондов по объектам обустройства Уренгойского месторождения составляет до 90 %. По ДКС и СОГ процент износа в среднем составляет чуть больше 50 %, что обусловлено более поздним их вводом в эксплуатацию. Эти цифры свидетельствуют о необходимости скорейшей реконструкции и модернизации объектов добычи.
2.6 Анализ проблем, связанных с обеспечением эффективной работы системы подготовки углеводородной продукции
Таким образом, наряду с решением задач надежной эксплуатации скважин существует ряд проблем, связанных с обеспечением эффективной работы системы подготовки углеводородной продукции [6, 7, 8]. Как было отмечено выше подготовка газа к транспорту на УНГКМ осуществляется методом НТС (валанжин) и гликолевой осушки (сеноман).
В настоящее время в связи с изменяющимися условиями гликолевой осушки на установках комплексной подготовки газа (падение давления, повышение температуры контакта) становится все более проблематичным достижение требуемых показателей качества газа по ОСТ 51.40 -- 93.
Основные проблемы обеспечения качества газа и пути их решения на УКПГ сеноманской залежи УНГКМ приведены на рисунке 2.14. Главными из них являются:
- высокая температура и низкое давление контакта газ -- ДЭГ;
- в зимнее время -- из-за несовершенства конструкции АВО «сырого газа», в летнее время -- из-за высокой температуры окружающей среды;
- недостаточно эффективная массообменная часть аппаратов осушки газа;
- жесткая схема подготовки газа ДКС --УКПГ --ДКС;
- низкое качество ДЭГ из-за увеличения кратности циркуляции в связи с уменьшением потерь ДЭГ и возврата его с головных компрессорных станций.
Оптимизация параметров осушки с целью понижения температуры контакта газ-ДЭГ и повышения давления контакта достигается внедрением технологии подготовки газа на двух термобарических уровнях и изменением проектной схемы для обеспечения возможности работы УКПГ сеноманской залежи по схемам: УКПГ-ДКС-ДКС, ДКС-ДКС-УКПГ для различных условий эксплуатации.
Одним из наиболее перспективных направлений повышения качества газа является технология обеспечения безгидратного режима работы АВО ДКС первой ступени сжатия с осушкой газа на двух термобарических уровнях. Данная технология в настоящее время проходит испытания на УКПГ-3 и УКПГ-12 УНГКМ. Конечной целью этой технологии является снижение температуры контакта газ-ДЭГ и, как следствие, повышение качества осушки газа. Данная цель достигается более полным использованием возможностей АВО «сырого газа» по охлаждению газа в зимний период времени. Испытания показали, что снижение температуры контакта в МФА достигало 3 -- 5 °С. Это на 10--15 °С ниже достижимой температуры охлаждения газа при работе АВО по проектной схеме.
Рисунок 2.14 - Основные проблемы обеспечения качества газа и пути их решения
В принципе, проблему обеспечения низкой температуры контакта газ -- ДЭГ в летнее время можно решить, используя для охлаждения газа специализированные холодильные установки на входе газа в аппараты осушки.
Наряду с этим для повышения эффективности работы массообменных частей аппаратов осушки газа необходимо провести модернизацию на основе применения регулярной пластинчатой насадки конструкции ЦКБН, которая успешно испытана на УНГКМ. В результате испытаний достигнута температура точки росы минус 25 -- 30 °С при давлении контакта газ --ДЭГ 4 МПа и температуре контакта 15--10 °С, а унос ДЭГа сведен к минимуму. Данная модернизация является, на наш взгляд, наиболее перспективным направлением повышения производительности и эффективности работы МФА. При приеме газа с Таб-Яхинской площади на УКПГ-10 данная модернизация позволит обеспечить плановые отборы с требуемыми показателями качества газа.
Разработка и внедрение эффективных систем ингибирования процесса гидратообразования позволяют, наряду с уменьшением расхода метанола, обеспечить безостановочную работу скважин, шлейфов и УНТС и, как следствие, увеличить добычу углеводородного сырья и улучшить экологическую ситуацию.
Специалистами ООО «Газпром Добыча Уренгой», совместно с ВНИИГаз и ЦКБН, разработаны и применяются энерго- и ресурсосберегающие технологии. В последние годы активно разрабатываются в теоретическом и практическом отношении технологические процессы рециркуляции и отдувки метанола в потоке природного газа. Эти процессы применяются на Уренгойском и Ямбургском месторождениях, а также более чем на 15 установках во всем мире по проектам Французского Института Нефти.
2.7 Основные мероприятия по реконструкции основного технологического оборудования
Анализ фактического состояния и технологического развития объектов добычи Уренгойского НГКМ позволяет рекомендовать для обеспечения проектных объемов добычи и качества промысловой подготовки газа выполнение следующих работ по реконструкции и техническому перевооружению объектов основного производства:
УКПГ сеноманского газа
1. Внедрить технологию плунжерного лифта для выноса жидкости с забоя скважин с целью предотвращения самоглушения, простоя и периодических продувок скважин на факел.
2. Завершить модернизацию абсорберов ГП 365 регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО «ЦКБН».
3. Определить оптимальное количество реконструируемых технологических линий и выполнить реконструкцию абсорберов ГП 502 регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО «ЦКБН».
4. Выполнить модернизацию десорберов установок регенерации гликоля регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО «ЦКБН».
5. Перевести все УКПГ на двухступенчатую осушку, для чего выполнить ТЭС вариантов реализации этой технологии:
использование в качестве первой ступени осушки высвобождающегося цеха осушки УКПГ;
использование в качестве первой ступени осушки высвобождающихся технологических линий ЦОГ с реконструкцией первичного сепаратора в массообменный аппарат;
разделение УКПГ по ступеням осушки с предварительной осушкой газа на двух-трех УКПГ, компримированием и окончательной осушкой на другой УКПГ.
6. Выполнить переобвязку СОГ на УКПГ 11, 12, 13, 15 подключением их перед установками осушки с целью снижения температуры осушки в летний период.
7. Выполнить ТЭО использования простаивающих модулей СОГ для охлаждения газа в летнее время перед установками осушки.
8. Выполнить модернизацию АВО сырого газа ДКС I ступени сжатия на всех УКПГ установкой автоматических регуляторов скорости вращения электропривода вентиляторов для снижения температуры осушки в зимний период.
9. Построить централизованную установку дистилляционной очистки ДЭГа.
10. Перевести установки регенерации ДЭГа с парового на огневой нагрев в нагревателях с термосифонами или трубчатых печах с жидкофазным нагревом в связи с выработкой ресурса котельных.
В заключение необходимо отметить, что для повышения эффективности добычи и подготовки углеводородов на Уренгойском месторождении требуется продолжить совместную работу с отраслевыми институтами по следующим направлениям:
1. Поддержание действующего эксплуатационного фонда скважин путем внедрения новых технологий механизированной добычи углеводородов.
2. Автоматизация технологических процессов добычи, подготовки и компримирования углеводородного сырья.
3. Разработка гибких технологических схем подключения ДКС.
4. Разработка и внедрение технологий глушения и освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и методов интенсифика- ции притоков пластовых флюидов.
5. Разработка и совершенствование методов исследования скважин на поздней стадии разработки месторождения.
6. Переработка ОСТ 51.40-93 и ГОСТ 20060-83 с учетом сложившихся условий эксплуатации месторождений.
На основании промыслового опыта УНГКМ рекомендуются к внедрению на месторождениях ООО «Газпром Добыча Уренгой» следующие разработки:
- рециркуляционные и отдувочные технологии ингибирования гидратообразования;
- гликолевая осушка газа на двух термобарических уровнях;
- модернизация аппаратов осушки и десорберов газа регулярной насадкой конструкции ЦКБН;
- системы бескомпрессорного газлифта и плунжерлифта;
- комбинированный метод щелочно-кислотной обработки для интенсификации притока пластового флюида скважин после длительного простоя;
- методы исследования скважин и эффективности работы промыслового оборудования с применением приборов серии АМТ, РТП, «ИК-ПОТОК», « Конг-Прима».