Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 [ 151 ] 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Осушенный газ на кс-1

x-JOt м-306

Сырь сбой газ

Рис. 4.14. Схема подготовки газа к транспорту при обеспеченном равномерном распределении гликоля в потоке газа на входе в АВО

на АВО газ охлаждается до температуры, при которой в заданном давлении равновесная влагоемкость газа не должна быть меньше значения В,. Это позволит избежать гидратообразования в системе при охлаждении газа. После АВО производится доосушка газа по проектной схеме.

Реализация такой схемы может быть осуществлена с соблюдением условия, когда из входного сепаратора не уносятся механические примеси. Для сведения к минимуму уноса механических примесей с газом, как было указано выше, рекомендуется предусмотреть промывку газа с использованием рефлюксной жидкости.

Очистка раствора гликоля от минеральных солей. Опыт эксплуатации ДКС показывает, что часть жидкости в виде тумана все же проходит через компрессорные агрегаты с газом. Следовательно, и в этом случае неизбежно попадание в абсорберы капельной воды, содержащей минеральные соли.

Одновременно в растворе ДЭГа будут накапливаться также тяжелые

С-101

ФС-Ю1

На КС-

ДКС-1 АВО

J 1-SI-

На регенерацию

НДЭГ

Рис. 4.15. Реализуемая на УКПГ-З схема подготовки газа к транспорту 462

углеводороды, продукты коррозии и разложения, осмоления самого гликоля и т.д.

Это подтверждается фактическими показателями эксплуатации внут-рипромысловых газопроводов и ГКС Уренгойского ГКМ, где в трех цехах за год улавливается до 3500 т раствора ДЭГа. Эти факты указывают на необходимость строительства установки по очистке раствора гликоля от различных примесей.

Благодаря внедрению новых технических решений в схеме установки возможно практически полное выделение гликоля и воды из загрязненного раствора при температурах ниже температуры разложения гликоля.

Одним из способов повышения эффективности работы абсорберов УАОГ при высоких температурах контакта может стать использование триэтиленгликоля (ТЭГ) вместо ДЭГа в качестве осушителя.

Основными показателями, характеризующими осушающую способность гликолей, являются: депрессия по точке росы газа по влаге, их удельные потери на установке осушки, регенерируемость насыщенного раствора и т.д. По всем указанным показателям ТЭГ имеет преимущество перед ДЭГом.

Опыт эксплуатации установок осушки газа на Западно-Тарко-салинском месторождении показал, что по итогам 1997 г. средние потери ТЭГа составили 8,5 г/1000 м1

Перевод установок на ТЭГ возможен при использовании в качестве теплоносителя водяного пара с температурой примерно 210...220 °С. Производство пара с такой температурой невозможно при использовании действующих котлов.

Другим вариантом может быть включение в схему УКПГ огневого блока регенерации, что требует больших капитальных вложений.

В настоящее время прорабатывается вопрос о включении в схему промысловых ДКС котлов-утилизаторов. Реализация этого предложения позволила бы производить водяной пар с температурой 320 °С. В этом случае отпала бы необходимость в огневых блоках регенерации.

Таким образом, использование ТЭГа в качестве осушителя, включение в схему УКПГ огневых блоков регенерации, модернизация и ремонт котлов и производство водяного пара с использованием энергии дымовых газов должны рассматриваться в едином блоке, с учетом снижения объемов добычи газа. Для решения этих вопросов необходимо выполнить соответствующее ТЭО.

В 1998 г. планируется завершить монтажные работы на УКПГ-5 по строительству огневого блока регенерации с термосифонами. После ввода этой установки в эксплуатацию для осушки газа можно использовать раствор ТЭГа. Это позволит накопить соответствующий опыт в условиях низкого давления и при высоких температурах контакта (в летние месяцы). На основе полученных данных можно оценить экономическую эффективность использования ТЭГа.

4.2.8

Технологические показатели разработки

Действующий на 01.01.98 проект разработки по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям был выполнен ВНИИГАЗом и в 1996 г. принят Комиссией по месторождениям и ПХГ б. РАО "Газпром". Показатели по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям утверждены до 1997 г. Уровень годовых отборов по Уренгойской площади 154 млрд. м, эксплуатационный фонд 777 скважин; по Ен-Яхинской площади 43 млрд. м, эксплуатационный фонд - 261 скважина.

Проект разработки Северо-Уренгойского месторождения выполнен ТюменНИИгипрогазом в 1996 г. и принят на заседании Комиссии по месторождениям и ПХГ. Уровень годовых отборов 18,9 млрд. м, эксплуатационный фонд - 104 скважины.

Проект разработки сеноманской залежи Песцового месторождения (ТюменНИИгипрогаз) принят на заседании ЦКР б. ГГК "Газпром" в 1991 г. Уровень годовых отборов 27,5 млрд. м, эксплуатационный фонд - 145 скважин.

На 01.01.98 разрабатывались Уренгойская, Ен-Яхинская площади и Северо-Уренгойское месторождение.

В настоящей работе приводятся расчеты показателей разработки.

В силу того, что Песцовая и Северо-Песцовая площади не разрабатываются и давление на них близко к начальному, в настоящее время переток газа оттуда оказывает существенное влияние на формирование депрессионной воронки на Ен-Яхинской площади. Так, на конец 2025 г. по всем вариантам переток газа с Песцовой и Северо-Песцовой площадей превысит 62 млрд. м. Следует отметить, что после планируемого ввода в разработку Песцовой площади в 2000 г. величина годового перетока в Ен-Яхинскую площадь уменьшается.

Бурение дополнительных скважин и расширение зоны размещения скважин приводит к увеличению газоотдачи. На конец 2025 г. текущая газоотдача по вариантам составит 89,3 - 89,5 % (в базовом варианте - 87,3 %).

Для всех УКПГ Ен-Яхинской площади в силу разных причин перетоки газа существенно влияют на газоотдачу. Так, для УКПГ-11 и 13 газоотдача, определенная по суммарной добыче, оказывается выше, чем определенная по остаточным запасам, а по УКПГ-12 - наоборот.

Результаты моделирования разработки Уренгойской площади на период до 01.01.2025 по вариантам с бурением новых скважин и без него приведены в табл. 4.4.

Сравнение распределения пластового давления по УКПГ по вариантам показывает, что бурение периферийных скважин не приводит к заметному улучшению отработки объекта разработки. Так, значительное увеличение эксплуатационного фонда на УКПГ-1 АС приводит к незначительному снижению остаточных запасов (на 1,3 млрд. м). По другим УКПГ также не происходит заметного роста газоотдачи периферии за счет ввода новых скважин.

Вместе с тем наличие большого числа скважин, где по прогнозам возможно обводнение как за счет подъема ГВК, так и вследствие низкого качества заколонного цемента, требует расширения объема работ по капи-