Системный анализ энергосберегающих режимов разработки газовых и газоконденсатных месторождений (на примере ооо ямбурггаздобыча)

На правах рукописи

Андреев Олег петрович

системный анализ энергосберегающих режимов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

(на примере ООО «Ямбурггаздобыча»)

Специальность 25.00.17

-

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень 2004

Работа выполнена на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования и науки Российской Федерации.

Научный руководитель	-	доктор технических наук, профессор, Заслуженный работник Высшей школы Российской Федерации, Заслуженный деятель науки Республики Башкортостан Кучумов Рашит Ямгитдинович
Официальные оппоненты	-	доктор технических наук, профессор Клюсов Анатолий Александрович
	-	кандидат геолого-минералогических наук, профессор Шешуков Николай Леонтьевич
Ведущая организация	-	Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология», г. Уфа

Защита состоится _____________ 2004 г. в __.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан ___ ___________ 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В связи с постоянно растущей неравномерностью потребления газа в стране в течение года возникает потребность в сезонном прекращении работы как отдельных скважин, так и в некоторых случаях целых месторождений. Последствия, которые могут быть вызваны остановкой работы скважин, в настоящее время мало изучены. Особенно осторожно к вопросу временного прекращения работы скважин следует подходить при эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири, верхняя часть которых характеризуется наличием многолетнемерзлых пород (ММП), и где добывается свыше 90% газа.

Анализ работы фонда скважин в условиях ММП и их техническое состояние требует разработки и внедрения энергосберегающих технологий на разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождениях с учетом сезонной неравномерности добычи газа. Большой научный и практический интерес представляет энергетический подход при использовании ресурсов природного газа в процессе его добычи, обеспечивающий энергосбережение.

Наличие примесей в циркулирующем растворе гликоля оказывает ряд негативных влияний на работу установок осушки газа. В частности, при регенерации насыщенного раствора происходит отложение минеральных солей и механических примесей на поверхностях оборудования и труб теплообменников. Последнее затрудняет теплообмен, увеличивает энергозатраты и способствует преждевременному выходу из строя аппаратов из-за прогара теплопередающих поверхностей. Накопление минеральных солей в растворе гликоля существенно повышает коррозию оборудования, а механические примеси и продукты коррозии приводят к ухудшению массообмена между фазами, снижают эффективность процессов и увеличивают перепад давления на установке. Все это приводит к увеличению скорости газа, что, в свою очередь, способствует пенообразованию и уносу гликоля в виде капель.

Приведенные факты показывают актуальность разработки и внедрения новых подходов очистки гликолей от различных примесей и сепараторов, не имеющих аналогов.

Поэтому диссертационная работа посвящена системному анализу энергосберегающих режимов разработки газовых месторождений, новых технологических приемов осушки газа и очистки раствора гликоля.

Цель работы – исследование и научное обоснование перспективных энергосберегающих режимов разработки газовых и газоконденсатных залежей и технологических приемов при осушке газа и очистке гликоля.

Основные задачи исследований:

1. Анализ геокриологических особенностей разработки газовых и газоконденсатных месторождений на севере Западной Сибири.
2. Обоснование основных положений системной разработки газовых и газоконденсатных месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин.
3. Разработка методики использования энергетических ресурсов газовых месторождений при проектировании их разработки и добычи газа, обеспечивающей энергосбережение.
4. Разработка и внедрение энергосберегающего газодинамического сепаратора для осушки газа.
5. Совершенствование схемы очистки раствора гликоля от минеральных солей и механических примесей на основе дистилляционного процесса.

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались современные статистические методы обработки информации, методы математического моделирования процессов фильтрации газа в пространственно неоднородных коллекторах с применением различных вычислительных алгоритмов.

Научная новизна работы

1. Предложена методика научного обоснования основных положений системной разработки газовых и газоконденсатных месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин.
2. Разработана принципиально новая технология осушки, основанная на газодинамическом эффекте охлаждения газа при повышении скорости его течения до околозвуковой.
3. Предложены усовершенствованные технологические приемы для интенсификации процесса очистки гликоля от минеральных солей и мехпримесей, основанных на дистилляции раствора под глубоким вакуумом.

Основные защищаемые положения

1. Методика энергосбережения при добыче газа и разработке месторождений природного газа.
2. Конструкция газодинамического сепаратора, его технико-экономические показатели.
3. Новые технологические приемы очистки растворов гликоля от минеральных солей и механических примесей.

Достоверность полученных результатов достигнута в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов исследования на промысловых объектах.

Практическая ценность.

На основе проведенных теоретических исследований процессов подготовки природного газа были разработаны и апробированы в промысловых условиях на Заполярном ГКМ новые технологические приемы очистки гликоля и гидродинамический сепаратор для осушки газа.

По результатам апробирования разработаны технологические регламенты и предложения по их внедрению на газовых промысла ООО «Ямбурггаздобыча».

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались: на международной конференции «Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке», п.в.т. Ямбург, 2002 г., 12-ом ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITOGIC-2002», г. Геленджик, 2002 г., 13-ом ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITOGIC-2003», г. Санкт-Петербург, 2003 г.22-ой мировой газовой конференции «World Gas Exhibition 2003», Токио, 2003 г., техсоветах ООО «Ямбурггаздобыча» (2000-2003 гг.), а также на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2002-2003 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 6 статей и 5 тезисов докладов. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в сотрудничестве с сотрудниками РАО «Газпром», ООО «Ямбурггаздобыча» и ТюмГНГУ. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследований и обобщение данных, апробация методик и новых технологических приемов, а также авторский надзор за их внедрением на месторождении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 89 наименований. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков и 12 таблиц.

Содержание работы

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность, внедрение результатов и апробация работы.

Первый раздел посвящен изучению геокрилогических особенностей разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири.

Россия является уникальной в мире территорией по жесткости природно-климатических условий добычи газа - 58% ее площади занимают многолетнемерзлые породы (ММП), причем 11 % - это тундровые территории, 27 % - таежно-болотистые, 21 % - территории Заполярья. Основные газовые месторождения, обеспечивающие жизнеобеспечение населения страны, расположены на севере Западной Сибири, в зоне распространения ММП.

Осложнения в скважинах в криолитозоне возникают как при растеплении ММП в процессе бурения и эксплуатации скважин, так и при обратном промерзании ММП. в условиях простоя или консервации газовых скважин. Эти осложнения следующие:

• образование провалов и приустьевых воронок в летнее время при протаивании и просадке пород; воронки могут достигать глубины в несколько десятков м при диаметре 8—10 м; они обычно ликвидируются подсыпкой часто больших объемов песка;
• кавернообразование в процессе бурения и эксплуатации;
• смятие обсадных колонн и НКТ при замерзании жидкости в межколонном пространстве;
• смятие кондуктора и колонн при промерзании каверн;
• смятие колонн приурочено к глубинам расположения наибольших каверн, образованных при бурении.

Негативные последствия, обусловленные замерзанием породы, могут наступить в результате смыкания границы раздела фаз с внешней поверхностью скважины (обсадной колонны). При этом в силу неоднородности окружающей скважину породы по теплофизическим и механическим свойствам реальная поверхность раздела фаз не будет симметричной. Возникновение множества контактов смерзающейся породы со скважиной на разных глубинах приведет к появлению механических нагрузок, различающихся по своим величинам и характеру. Следует принять во внимание, что механическое взаимодействие замерзающей породы со скважиной имеет криогенную природу, т.е. порода не только меняет фазовое состояние содержащейся в ней воды, но и увеличивает свой объем, что, в свою очередь, интенсифицирует миграцию воды к фронту промерзания. Происходит образование замкнутых полостей, заполненных промерзающей водой, с одной стороны, а с другой - морозное пучение породы вызывает механические нагрузки на колонну. Оценить результирующее воздействие совокупности нагрузок весьма сложно, можно лишь утверждать, что в случае промерзания породы величина этих нагрузок будет достаточной для повреждения скважины.

Оценку скорости обратного смерзания породы нетрудно получить из решения задачи Стефана:

,

где С - теплоемкость пород; - коэффициент теплопроводности мерзлых пород; - время; Т — температура пород; r - текущий радиус.

Применительно к данному случаю можно ограничиться одномерной асимметричной схемой движения границы к оси скважины из ее первоначального положения, в котором эта граница находилась в момент остановки скважины. Упрощения, связанные с одномерным характером движения границы в плоскости,ортогональной к оси скважины, обусловлены существенным различием между характерными размерами радиуса зоны растепления Rо и глубиной распространения области растепленной породы вдоль оси скважины. Условия Стефана на подвижной границе смерзания в этом случае будут иметь вид

,

где R(t) - текущий радиус с подвижной границы раздела фаз; +, - - коэффициенты теплопроводности мерзлой и талой породы; - удельная (на единицу объема) теплота фазового перехода.

Для практических рекомендаций достаточно выполнить оценку времени, в течение которого не возникает опасного смыкания промерзающей породы с поверхностью скважины. Для этого достаточно пренебречь теплоемкостью породы в талой области, т.е. предположить, что скорость обратного смерзания породы контролируется удельной теплотой фазового перехода и интенсивностью отвода тепла протаявшей породы через границу фазового перехода в область промерзания. Такие упрощения приводят к некоторому завышению скорости движения фронта промерзания, поскольку в этом случае не учитывается сдерживающее движение фронта теплоемкости талой породы. Во внешней (мерзлой) области будет иметь место логарифмический закон распределения температуры, поэтому скорость движения границы раздела фаз пропорциональна радиусу талой области. Следовательно, по мере сокращения радиуса промерзания скорость движения фронта промерзания будет возрастать.

Выполненные расчеты позволяют сделать вывод о том, что если первоначальная растепленная область имела радиус один метр, то в широком диапазоне значений теплофизических параметров, определяющих скорость протекания процесса обратного смерзания, безопасная продолжительность остановки скважины не превосходит тридцати суток.

Остановка скважин на длительные сроки или их консервация приводит к тому, что водосодержащие среды в заколонном пространстве замерзают вследствие восстановления поля естественных температур в мерзлой толще и под воздействием температуры атмосферы в зимний период. Поскольку при замерзании воды увеличивается объем твердой фазы по сравнению с жидкой, остановка скважин может сопровождаться смятием или разрывом колонн в интервале мерзлых пород.

При наличии в стволе скважины каверны большого диаметра, заполненной незамещенной цементом промывочной жидкостью, фронт обратного промерзания при длительной остановке скважины продвигается неравномерно. В каверне образуется замкнутый объем с незамерзшей жидкостью — глинистым раствором на основе пресной воды. При дальнейшем промерзании жидкости давление в каверне повышается за счет расширения воды при замерзании. Увеличение объема промерзающей жидкости сопровождается развитием давления, которое близко к фазово-равновесному давлению.

Для предупреждения смятия обсадных колонн, обусловленного обратным промерзанием ММП, разработаны методы, в частности, способ управляемого промораживания каверн, способ упрочнения обсадной трубы, путем перекачки хладоагента и намораживания льда на трубу. Средством предупреждения смятия колонн является увеличение прочности колонны за счет толщины стенок и качества стали или применения многоколонных конструкций скважин. Предусматривается обогрев колонны за счет использования обогревающих кабелей, а также при пропускании через нее постоянного электрического тока или переменного электрического тока высокой частоты. При этом вследствие самоиндукции ток концентрируется на наружной поверхности колонны, чем повышается эффективность. Предлагается образование канала для отвода избытка жидкости из каверн.

Традиционно при проектировании разработки месторождений природного газа обычно исходили из возможности практически газового режима для любой залежи и целесообразности форсированной работы скважин при максимально допустимых дебитах газа. Для расчетов работы скважин применялась двучленная формула притока газа, утверждалось, что линейный закон Дарси нарушается, и тем самым по своей природе исключалась возможность существования энергосберегающих режимов работы скважин (Q=Qкр). Работа скважин на верхней границе закона Дарси обеспечивает получение максимального дебита при минимальных потерях пластовой энергии, надежную работу скважин без осложнений и повышение газо- и конденсатоотдачи.

В реальных неоднородных пластах значительные запасы газа остаются не извлеченными и в первую очередь приуроченны к низкопроницаемым коллекторам. Это в основном связано с превышением энергосберегающих дебитов, повышенными темпами отбора, приводящими к избирательному обводнению крупных целиков газа.

В результате анализа экспериментальных исследований С.А. Аненковым было доказано вместо двучленного закона целесообразно рассматривать два режима фильтрации, а именно, при небольших дебитах газа, когда QQкр, справедлив закон Дарси, а после достижения энергосберегающего дебита Qкр с ростом дебитов газа при Q>Qкр справедливо трехчленное уравнение.

Проведенная обработка фактических данных исследований и эксплуатации скважин по многим газовым месторождениям страны показала, что скважины, введенные в эксплуатацию позже, а также скважины после длительной их остановки обладают меньшими дебитами и соответственно меньшими удельными объемами дренирования, чем ранее введенные и непрерывно работающие скважины. Это означает, что, во-первых, сроки ввода и остановка на длительный срок отдельных скважин влияют на конечную геометрию областей дренирования, а следовательно, на газоотдачу и, во-вторых, если прирост добычи уменьшается для более поздних и останавливаемых скважин, то возникает вопрос предельного срока, за которым ввод или длительная остановка скважин могут оказаться даже нерентабельными.

В реальных неоднородных залежах, работающих в условиях упруговодонапорного режима, особенно при интенсивном влиянии капиллярных сил и избирательном продвижении воды по наиболее высокопроницаемым пропласткам, остановка скважин может привести к снижению газоотдачи за счёт перестройки всего гидродинамического процесса и путей фильтрации газа и необходимости вторичного преодоления начального фильтрационного сопротивления, вызванного наличием значительного количества жидкости в низкопроницаемых пластах.

При остановке газовых скважин жидкость, находящаяся на забое, уходит избирательно в пласт, создавая в неоднородном по проницаемости пласте различные начальные дополнительные сопротивления, что отражается при последующем их пуске в эксплуатацию.

В этом случае вместо остановки скважин предпочтительнее их перевод на энергосберегающие режимы эксплуатации, обеспечивающие надежную работу скважин без осложнений и аварий.

Применение энергосберегающих дебитов и опережающего ввода скважин в эксплуатацию и их расположение с учетом неоднородности пласта без их длительной остановки позволяет не только улучшить условия их эксплуатации с точки зрения газо- и конденсатоотдачи, но и сократить расходы на сооружение дожимных компрессорных станций, перенося их ввод на конец периода постоянной добычи.

Второй раздел посвящен научному обоснованию основных положений системной разработки газовых месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин.

Ключевой проблемой разработки газовых и газоконденсатных месторождений является системное рассмотрение как разведки и разработки месторождений, так и условий работы пласта, скважин и промысловых сооружений в течение всего срока их эксплуатации, т.е. составление единых комплексных проектов разработки и обустройства месторождений. При этом формирование газоконденсатоотдачи определяется не только режимом работы всего пласта и скважин, их расположением и очерёдностью ввода в эксплуатацию, но и достаточным условием обеспечения надежной добычи газа без осложнений с наибольшей газоотдачей.

Применение энергосберегающих режимов разработки месторождений природного газа предполагает решения определенных задач по их оптимизации. Основной принцип оптимизации разработки месторождений природного газа и геолого-технологических мероприятий - получение наибольшей пользы, равной разнице стоимости результата-продукции за вычетом затрат на осуществление мероприятия. В случае разработки месторождений главной затратой является цена месторождения. Эта цена равна стоимости продукции месторождения за вычетом затрат на стандартную разработку месторождения. Стандартная разработка понимается как разработка месторождения по современной общепринятой общедоступной технологии.

Для этой же цели служат списки удельных затрат по транспортировке от каждого месторождения (группы месторождений) до каждого потребителя в зависимости от объема потребления, а также себестоимость оптимальной добычи на каждом месторождении в зависимости от темпов добычи.

Сказанное можно проиллюстрировать простейшим случаем, когда имеется один потребитель и одно месторождение. При этом темпы потребления, транспортировки и добычи совпадают, но в силу падения удельного эффекта потребления в зависимости от темпа отбора, роста себестоимости удельных затрат транспортировки и добычи максимум общего эффекта (критерия оптимизации) достигается при некотором темпе добычи, определяемом соотношением

,

где К(q) - критерий оптимизации, определяемый по формуле

q - темп добычи; en - удельный эффект потребления; Зп, Зт, Зд — удельные затраты потребления, транспортировка и добыча.

В случае наличия нескольких потребителей и месторождений критерий оптимизации равен:

и максимум К(q) определяется из соотношения

где i- номер потребителя; in -общее количество потребителей; j - номер месторождения; iд - общее количество месторождений.

К набору уравнений последнего соотношения добавляется условие баланса общего потребления и добычи:

.

Решение системы уравнений из последних двух соотношений однозначно определяет значения qi,qj и qij. Множество месторождений (j=1,...,iд) содержат все потенциальные запасы региона, страны. Однако пока месторождение не открыто и не обустроено, темп отбора его запасов равен нулю, так же, как после отбора его промышленных запасов.

Открытие месторождений происходит не сразу, не одновременно, а последовательно в ходе осуществления поисковых работ. Результаты работ зависят как от результативности, так и от объемов ассигнований на эти работы и описываются следующим уравнением:

З(t+)=A(t)•(R(t)),

где A(t) – объем ассигнований в момент времени t; - результативность ассигнований, запасы, подготовленные единичным объемом ассигнований; R(t)- разведанность потенциальных запасов, отношение суммарных подготовленных запасов к начальным потенциальным запасам

.

Вид зависимости (R) определяется на основании обработки информации об осуществленных подготовительных работ по формуле

,

где о – начальная результативность; zn – потенциальные запасы; С – опытный коэффициент, зависящий от геологических особенностей потенциальных запасов.

Темп ассигнований A(t) определяется объемом ассигнований в фонде подготовительных работ:

,

где Ф(t) – фонд подготовительных работ; m – опытный коэффициент, определяемый общими финансовыми соображениями (m=1,53,0).

Движение пластовых флюидов из пласта к скважине и в стволах скважин и транспортных сетей образует потоки. Поэтому естественно это движение моделировать в форме потоков. Наиболее адекватные пластовой фильтрации потоковые модели, использующие существенные представления фильтрационного поля в форме линий токов и поверхности равных давлений (изобара), перпендикулярны линиям токов. Вдоль изобар нет изменения давления флюидов. Из определения следует также то, что линии токов не пересекаются.

Для количественного описания потока он разбивается на ряд отдельных потоков, заполняющих все фильтрационное поле. Это происходит путем разбиения стоковой (скважинной) поверхности на стоки отдельных потоков (струй). Разделим струи на последовательность участков так, чтобы концевые поперечные сечения этих струйных участков совпадали с последовательностью изобар. Если пронумеровать такие изобары, начиная от стока, на 0,1,…,i,…,iк, а прямоугольники стоковых частей - на 1,...,j,…jк рядов и на 1,…,l,…,lк частей ряда, то струйный участок опишется координатами концевых сечений угловых точек четырехугольников.

Струйный участок имеет форму усеченной четырехгранной пирамиды, линии тока серединных точек которой перпендикулярны конечным сечениям струйных участков. По определению

для конечного сечения участка и для начального участка

.

Разница давлений концевых участков равна произведению фильтрационного сопротивления и расхода ijl-го элемента (струйного участка)

где - фильтрационное сопротивление; - расход ijl-го элемента.

Расход этого потока равен сумме струйных расходов между изобарами Рi и Pi-1:

.

Фильтрационные сопротивления всего потока при равенстве расходов через все изобары

,

где ; - радиус i и j-й боковых граней i-го струйного участка; -угол ребер i-го и j-го боковых граней i-го участка, которые вычисляются по координатам угловых точек конечных сечений струйного участка.

Эти уравнения дополняются уравнениями боковой поверхности потока как условиями равенства координат угловых точек крайних струй потока, и в этом случае число уравнений и координат всех сечений всех струй имеет одно значение. Следовательно, решение системы уравнений имеет однозначное значение.

Снижение запасов в транспортной среде определяется начальными и конечными распределениями давлений и пористостью по формуле

,

где - плотность запасов; V - объем среды; m - пористость.

Значения плотности определяются давлениями, меняющимися вдоль потока и закону фильтрации.

Накопленный приток из резервной среды в транспортную среду есть функция перепада давлений сред, а именно,

.

Указанные соотношения позволяют вычислять положение контура питания для любого момента действия стока и определяют потоки всех струй (последовательность струйных участков вдоль потока) всех стоков, скважин, залежи.

В модель месторождения включаются уравнения, описывающие гидравлические сопротивления скважинных забоев и лифтов, выкидов, сборной сети, регуляторов расходов (давлений) и установок по учету, осушке и подготовке газа к транспорту, компрессорных станций (отрицательных потерь давления). Полученная в результате надсистема уравнений нелинейна относительно расходов. В этой части численное решение надсистемы вызывает определенные трудности. Поэтому надсистема линеаризируется по расходам за счет включения нелинейных элементов в расходные коэффициенты (временная делинеаризация расходных коэффициентов). Такая система решается без труда. Делинеаризация коэффициентов уточняется по последнему решению. Процедура повторяется до совпадения решений. Такой процесс обычно требует не больше двух-четырех повторений, если исходные значения не слишком далеки от конечных решений. В качестве исходных решений удобно брать предыдущие по времени решения.

Адаптация вышеописанной потоковой модели наилучшим образом может осуществляться по данным фактического функционирования скважин, фактической добычи. Современные технические средства замера позволяют измерять все необходимые показатели потоков (расход, давление, температура, фазовый и компонентный состав, геометрию межфазных контактов) не только на наземных сечениях потоков, но и на внутрискважинных и забойных, характерных сечениях потоков. Мало того, эти измерения могут перерабатываться с помощью компьютерных устройств на местах характерных точек и регулировать потоки. Скважины с такими возможностями не только разработаны, но и получили собственное имя – «интеллектуальные» скважины.

Рациональная разработка месторождения обеспечивается оптимальной стратегией, определяющей задачи месторождения с точки зрения внешних общеэкономических обстоятельств (темп отбора из месторождения, давление подачи газа в магистральный газопровод, очистка его от вредных примесей и конденсирующихся составляющих газа), а реализация этих стратегических задач осуществляется с помощью оптимального проекта разработки и обустройства промысла.

Для оптимизации обустройства строится адекватная геолого-газогидродинамическая и экономико-математическая модель месторождения, на которой обыгрываются всевозможные варианты обустройства и эксплуатации месторождения, и выбирается вариант с наилучшими значениями критерия оптимальности. Важнейшие вопросы оптимизации разработки распределения скважин по площади и конструкции скважин обычно решают без надлежащего моделирования, по привычным образцам других месторождений, по субъективным соображениям.

Выбор оптимального варианта разработки газового месторождения по-прежнему основывается на технолого-экономическом их сравнение по известным методикам показателями разработки (дебитов и давлений). Добавим еще один важный показатель - энергетические затраты при различных вариантах разработки залежи. Несмотря на то, что в разное время вопрос об экономии и использовании механической энергии газовой залежи (энергии давления) поднимался разными исследователями, их предложения не находили широкого практического применения, так как рассматривались в отрыве от энергосбережения.

Газовая залежь, как и любое физическое тело, обладает всеми известными и неизвестными пока видами энергии, однако соотношение этих видов различное. Основным видом содержащейся в ней энергии является химическая энергия. Химические реакции происходят с поглощением или выделением тепла. Самой экономически невыгодной и технологически простой реакцией является окисление углеводородов кислородом воздуха или просто сжигание природного газа. Если 1000 м3 газа, используемого на электростанциях, приносит доход порядка 3х долларов, то полученный из 1000 м3 газа, скажем, спирт дает в 10-15 раз большую выгоду. Тем не менее около 90% природного газа сжигается и с этим приходится считаться.

При сжигании газа выделяется в среднем около 40 мдж/м3 (низшая теплота сгорания) или около 45 мдж/м3 (высшая). Эта величина предполагает утилизацию тепла дымовых (выхлопных) газов, что происходит довольно редко. Таким образом, реальная залежь газа сеноманского типа (пример месторождений Заполярное, Ямбургское, Южно-Русское) обладает запасом тепловой (химической) энергии , равной

,

где - запасы газа, м3; С - удельная теплота сгорания, дж/м3.

Принимая м3, а низкую теплоту сгорания С = 40 мдж/м3, найдем, что мдж/залежь.

При отборе из залежи 170 • 109 м3 газа в год (~ 4,1%) тепловая мощность потока газа составит

.

В среднем одна скважина, считая число, среднедействующий фонд скважин, равный 676, дает тепловую мощность .

Если же говорить об использовании тепла газа валанжинских залежей, то полученные величины могут возрасти, например в 5-8 раз, и уже представлять интерес в технолого-экономическом отношении. Тепло валанжинского газа можно использовать для подогрева сеноманского газа, отапливания промышленных зданий.

Химическая, тепловая химическая и тепловая энергии в свете энергосбережения сводятся к повышению газоотдачи, снижению затрат газа на собственные нужды, к уменьшению потерь газа при исследовании скважин, при продувках трубопроводов и аппаратов, к снижению потерь тепла в окружающую среду. Задачи эти не новые, однако их актуальность от этого не снижается, поскольку теплоносители с каждым годом становятся дороже, а их запасы быстро уменьшаются.

О запасах магнитной, гравитационной, световой и других подобных видов энергий, заключенных в газовой залежи, говорить, очевидно, не приходится. Кинетическая энергия в залежи самостоятельно не существует. Она возникает в связи с разработкой месторождения и при возникновении потоков газа. Источник этого вида энергии - потенциальная энергия сжатого в залежи газа.

Потенциальная механическая энергия залежи газа интересна с точки зрения возможности её использования - получения какой-то работы.

В связи с этим, считая процесс разработки залежи установившимся и пренебрегая кинетической энергией, можно написать следующее уравнение:

,

где А - сумма работ, производимых системой; Q - поглощенное или выделенное системой тепло; U - внутренняя энергия системы; V -объем газа; Р - давление, под которым находится газ.

Наиболее известным решением этой зависимости является уравнение Клайперона-Менделеева. Запишем его в форме

,

где п - число молей рассматриваемой системы; R – универсальная газовая постоянная - 8314 дж/моль; T- температура К; для сеномана можно принять её равной 288 К.

Запасы потенциальной механической энергии залежи газа Ап.м. во много раз меньше той, которая характеризует запасы тепловой химической энергии газа залежи.

Для реального газа уравнение Клайперона пишется обычно в виде

,

где z - коэффициент, учитывающий отклонение реального газа от законов состояния идеального газа.

Как известно, z=z(P,T) (и состава газа) сеноманский газ представлен практически чистым метаном. По физическим свойствам метан близок к идеальным газам, поэтому z мы не учитываем. В левой части уравнения Клайперона давление характеризует качество системы, а V - количество. В правой части количество выражается числом молей - п, а качество - температурой газа T. Из сказанного следует, что V и п определяют количество тепловой энергии залежи, то относительные запасы механической энергии, заключенной в залежи, будут тем больше, чем выше давление и температура газа в залежи или, в общем случае, чем больше глубина залежи. В то же время количество химической энергии от глубины залежи не зависит.

Таким образом, с ростом глубины залегания месторождений удельный вес запасов механической энергии залежи в общих запасах энергии возрастает.

Рассмотрим наиболее типичный случай работы системы, когда расход газа по разным её элементам можно считать постоянным, а режим квазиустановившимся. Вследствие падения давления в системе добычи газа как во времени, так и в пространстве, т.е. по пути движения газа, компрессорная станция располагается после УКПГ. Такое её размещение имеет свои преимущества. Например, оно позволяет компримировать очищенный и осушенный газ, что заметно облегчает работу ДКС. Однако убедительней выглядят доводы в пользу размещения ДКС перед УКПГ. Одним из главных причин состоит в том, что УКПГ при наступлении компрессорного периода разработки залежи продолжает работать в проектном режиме. Некоторые же из аппаратов, например сепараторы, со временем начинают работать даже более эффективно. Избыток давления на входе в ДКС по сравнению с расчетным давлением работы газопровода погашается в штуцерах, а их недостаток восполняется ДКС.

Известно, что в штуцерах осуществляется дроссельный эффект, при котором давление струи газа снижается без совершения работы, поэтому температура газа меняться не должна. Реальные же газы при дросселировании охлаждаются на 0,02 - 0,04 к/МПа. Снижение температуры газа способствует выпадению в сепараторах УКПГ конденсата воды и углеводородов, что используется при подготовке газа в системах низкотемпературной сепарации. Однако к.п.д. этого процесса очень низок. Перепад давления на штуцере может быть успешно использован для получения работы. Наилучшим способом является, по нашем представлениям, установка турбины высокого давления, назовем их «холодными», в паре с электрогенератором. При этом достигается и значительное снижение температуры и электроэнергии.

Давление на блоке Рвх входных потоков после штуцера Рвых может быть найдено прибавлением потерь давления в системе УКПГ - подводящий трубопровод. К расчётному давлению начала участка магистрального газопровода

Потери давления в УКПГ подсчитать сложно, т.к. они состоят из большого числа различных местных сопротивлений, многие из которых, скажем регуляторы давления, переменны. Эти потери составляют 3-5 % от давления на выходе из УКПГ. Потери давления в подводящем газопроводе считаются по обычным упрощенным формулам. При компрессорной эксплуатации таким же образом находится давление на выходе из ДКС.

Давление на входе в штуцер, Рвх., или на входе в ДКС при ее вступлении в работу определяется совместным решением уравнений движения газа по пласту, по скважинам и по шлейфам. Практически приемлемо использовать понятие «средняя скважина» со «средним шлейфом»:

или ,

, .

Здесь а и - постоянные величины, зависящие от диаметра трубопровода, его длины, свойств газа, его температуры и принятых единиц измерения. Остальные обозначения общепринятые. Указанную систему можно решать и последовательно, что с точки зрения анализа работы элементов системы добычи газа даже предпочтительней. «Нестыковка» давлений, найденных со стороны газопровода и со стороны пласта, дает величину, подлежащую дросселированию и, следовательно, предполагает нахождение диаметра отверстия, штуцера - при избыточном давлении или недостаточном давлении в залежи.

В первом случае для замыкания системы можно использовать уравнение

,

где с - коэффициент расхода, зависящий от формы канала штуцера; d - диаметр штуцера в мм; q - расход газа м3/c, Р - давление перед входом газа в штуцер МПа.

Для газа, состоящего практически из метана, такого, как сеноманский, Заполярного месторождения для нахождения диаметра штуцера можно применить следующую формулу:

,

где t -температура газа в °С.

Во втором - упрощенную формулу адиабатического сжатия

,

где k – показатель адиабаты (для сеноманского газа 1,29); - число ступеней сжатия:

,

где r - степень сжатия, которая не должна превышать величины 2,5-3х; Рст и qст - соответственно стандартное давление и расход газа, Па, м3/с; - механический к.п.д., = 0,9 - 0,95.

Попытаемся теперь оценить величину энергии, расходуемой при движении самого газа на основном его пути от пласта до УКПГ, а также той энергии, которая рассеивается с помощью широко используемого штуцера. Полученные величины позволят судить о резервах энергосбережения при добычи газа.

Затраты энергии на движение газа по трубопроводам от пласта до входных ниток УКПГ (Wсвн) можно найти с вполне достаточной точностью по формуле изотермического установившегося потока газа

,

где q - расход газа в моль3/с3/с (примем q = 690 тыс.м3/сут); R - универсальная газовая постоянная (R=); Т – средняя температура в трубопроводах (примем равной 10°С или 283 К); Рс - давление на забое скважины (9 МПа); Рш - конечное давление на штуцере (Рш=5,0 МПа).

При этих условиях

,

где 24,04 - объем одного моля газа при стандартных условиях, м3/моль.

Расход энергии за сутки составит

.

К этой величине можно относиться по-разному. С точки зрения суммарной энергии, заключенной в скважина в виде химической тепловой энергии () расход энергии за сутки составляет всего 0,14%. Но, с другой стороны, 11 тыс. квт-часов в сутки - это больше того, что необходимо газодобывающему предприятию на все свои нужды.

При подсчете стоимости этой энергии по международным ценам, равным 5 центов за квт-час, получается, что на транспорт газа тратится 550 долларов в сутки с одной скважины или около 370 тыс. долларов в сутки по промыслу в целом. Поэтому энергосберегающие режимы добычи газа целесообразно разрабатывать и осуществлять их внедрение.

Перейдем к оценке энергии, которую можно получить, используя вместо штуцера холодные газовые турбины высокого давления.

Если не ставить перед собой задачу получения точных величин, а удовлетвориться результатами, которые, впрочем, не повлияют на выводы, то поставленную задачу можно решить, применив известную форму адиабатического расширения газа.

,

где Рп.ш. - давление на приёме штуцера; Рв.ш. – на выходе из штуцера.

При годовом расходе (объеме добыче) по месторождению qст = 170 млрд.м3 в год примем k=1,3; =0,95; Рп.ш.= 9,0 МПа; Рв.ш = 5,0 МПа; Рст - стандартное давление = 0,1•106 МПа. Тогда Рп.ш /Рв.ш = 9/5=1,8 и, следовательно, = 1.

=.

Затраты на выработку такой большой мощности определяются практически только амортизационными отчислениями от капитальных затрат на установку турбин, поэтому достаточно не высоки. Принимая за основу «горячие» газовые турбины мощностью 16 тыс. кВт, видим, что замена штуцеров в начальный период эксплуатации сеноманской залежи на холодные турбины высокого давления равносильна введению в строй 20 газовых турбин, используемых для привода центробежных нагнетателей, применяемых на дожимных и промежуточных компрессорных станциях дальнего транспорта газа. Со временем рассматриваемая мощность, естественно, падает, причем до нуля. В среднем можно принять расчетную мощность равную 170 тыс. квт. За 3-5 лет эксплуатации эти газовые турбины окупятся. Вырабатываемую холодными турбинами высокого давления энергию можно использовать различным образом. Число вариантов разработки группы газовых месторождений, тем более многопластовых, становится неограниченным. Особенно эффективно холодные турбины можно использовать при блочной и мобильной их компоновке.

Применение регулируемого электропривода открывает неограниченные возможности применения новых технологий в разработке газовых месторождений. В частности, обратимость агрегатов позволяет избыточное давление глубоко залегающих залежей использовать для отбора низконапорного газа мелкозалегающих и истощенных залежей без чрезмерного увеличения числа компрессоров ДКС. Заметно упрощается решение проблемы разработки залежей в условиях переменного отбора газа.

Разработка на базе регулируемого электропривода так называемых электрических нагнетательно-генераторных агрегатов - ЭНГ-генераторов расширяет область применения подземных газохранилищ и заметно повышает их экономичность.

Третий раздел посвящен разработке и внедрению энергосберегающего газодинамического сепаратора для осушки газа.

Работа направлена на создание принципиально новой технологии осушки, основанной на газодинамическом эффекте охлаждения газа при повышении скорости его течения до околозвуковой.

Газодинамический сепаратор и протекающие в нем процессы составляют единую энерготехнологическую систему со сложными многопараметрическими зависимостями между параметрами конструкции и процесса. ГДС - объект, не имеющий аналогов. Его расчетное моделирование позволит сузить объем опытных работ, выявить пути оптимизации осушки газа в ГДС, и является актуальным этапом создания новой технологии. Метод расчета ГДС разрабатывается впервые. При определении свойств смеси газа, воды и гликоля использовали уравнение Пенга-Робинсона и опытные данные, обобщенные в работах Коуля и Ризенфельда, а также Ждановой и Халифа.

Основу процесса составляет собственно ГДС, набор свободных (варьируемых) параметров которого включает величину тангенциальной скорости; длину сепарирующей камеры; ширину кольцевой щели, образованной вытеснителем и сепаратором; геометрические соотношения сопла, участков коагуляции капель и входа газа в сепаратор и другие характеристики конструкции.

В перечень технологических параметров, между которыми должны быть установлены количественные соотношения, входят параметры сырого газа (температура, давление, состав); уровни давления в сепарирующей камере и выходе из диффузора; кратность циркуляции газа (если она необходима); кратность циркуляции гликоля и его состав.

Наибольший интерес представляет исследования в следующей постановке по заданным параметрам сырого газа, желаемой точки росы (влагосодержание), составу и концентрации циркулирующего гликоля. Требуется определить давление осушенного газа на выходе из диффузора и значения всех зависимых параметров (температура и давление сепарации, количество и состав сконденсированной фазы), учитывая результаты предыдущего опыта или газодинамического анализа, известный к.п.д. сопла, потери в проточной части и к.п.д. диффузора.

Варьирование степени циркуляции гликоля можно оптимизировать по критерию максимальной прибыли или локальным критериям минимизации энергетических затрат, или капвложений.

Согласно расчетной схеме в поток сырого газа G подают распылением абсорбент Gа. На выходе из сопла потенциальная энергия давления потока G1 преобразуется в кинетическую, при этом температура газа понижается с Т1 до Т2.

В камере смешения к потоку расширенного газа подмешивается циркулирующий газ Gс. Смешанный поток имеет усредненные параметры по скорости и энтальпии. Предполагается, что течение в камере смешения изобарическое.

В сепарационной камере центробежными силами из проходящего газа удаляется жидкая фаза G1. Этот поток тормозится на стенке камеры и кинетическая энергия жидкости диссипируется. Этот (ударный) процесс может рассматриваться изоэнтальпийным и сопровождающимся нагревом и частичным испарением.

Образовавшийся газ Gс подмешивается к расширенному в сопле потоку G2. Разгазированная жидкость Gк, представляющая собой смесь водогликолевого раствора и углеводородного конденсата, выводится из ГДС. В диффузоре отсепарированный газ G4 восстанавливает свое давление с повышением температуры и выводится.

В расчетах приняты следующие обозначения:

• Обозначение потоков и параметров: G – количество потока, кмоль; P – давление, МПа; T – температура, К; H – энтальпия, кДж; S – энтропия, кДж/Л; M – молекулярная масса, кг/моль; W – абсолютная скорость, м/сек; Y,X – концентрация компонента в паре и жидкости.

• Индексы: i – произвольный компонент; a – абсорбент; c – циркуляция; l – жидкость; v – газ; k – конденсат; 1,2,3,4,5 – сечение ГДС.

Свойства природного газа и его смесей с гликолем, водой и метанолом описываются уравнением состояния (приняли по Пенгу-Робинсону):

(P, V, T) = 0.

Скорость потока на выходе из сопла равна

,

где Н2 = Н1-Нs (КПД), а Нs – перепад энтальпий в идеальном изоэнтропийном процессе.

Процесс смешения описывается системой уравнений материального энергетического баланса и баланса количества движения.

G3 = G2 +Gc, G3 Н3 = G2 Н2 + НсGc, G3 М3W3 = G2 М2Wc+Gc МcWc.

Тепловые эффекты торможения потока жидкости G1 на стенке сепаратора описываются уравнением энергетического баланса.

Но = W32 G1 / 2g + Н3,

где g - ускорение силы тяжести; Но - энтальпия заторможенного потока.

Парообразование и распределение компонентов после торможения потока G1 определяется системой уравнения материального баланса, фазового равновесия и теплового баланса

Gci = Gli –Gki, Yi = KiXi,

где Кi - константа равновесия, определяемая из уравнения

Gс Нc = GioНio-GkНk.

Параметры выходящего из диффузора газа определяются из уравнения баланса энергии:

W2G4 / 2g + G4Н4 = W2Gv / 2g + G5Н5.

Анализ результатов моделирования. Температура точки росы -20°С при 7,6 МПа соответствует влагосодержанию 0,03 г/м3. Это давление принято одинаковым для всех расчетов.

Для обеспечения требуемой точки росы -20 °С необходимо сработать Р=0,13 МПа, причем в зоне низкотемпературного контакта достаточна температура минус 10°С. Приведенные результаты подтверждают целесообразность впрыска 98 % гликоля в количестве 1 л/1000 м3. Такая концентрация без проблем обеспечивается атмосферной регенерацией гликоля.

В настоящее время на основании многолетнего опыта эксплуатации западносибирских месторождений и транспортировки газа по территории Севера можно сделать вывод о том, что ОСТ 51.40-93 требует избыточного значения точки росы - 20°С (при 7,6 МПа.). Во всех магистральных газопроводах стабильно выдерживается положительная температура и точка росы -10°С была бы вполне достаточной для безгидратной транспортировки газа.

Для подачи газа на экспорт требуется точка росы -8 °С (при 5,6 МПа), что укладывается в предлагаемую более мягкую степень осушки. Если рациональное начало будет принято, то точка росы - 10°С будет соответствовать влагонасыщению 0.06 г/м3. Для обеспечения этого режима при подаче 1 л/1000 м3 98% гликоля достаточно сработать 0,1 МПа, причем температура в зоне сепарации составит 3°С.

Таким образом, разработан метод термодинамического расчета газодинамической сепарации. Выполнено расчетное исследование газодинамической сепарации. Показано, что для достижения точки росы - 20°С при впрыске 98% (масс) гликоля в количестве 1 л/1000 м3 (что почти в 10 раз меньше, чем по типовой технологии) достаточно сработать 0.14 МПа давления.

В четвертом разделе рассмотрены вопросы совершенствования схем очистки раствора гликоля от солей и примесей с применением воздушной выпарки.

Несмотря на многочисленные исследования в области очистки растворов гликолей от солей, практически ни одна промышленная установка не была построена и освоена. Отдельные попытки по очистке растворов гликолей на полупромышленных установках на месторождениях Туркмении (ионообменный способ) и Украины (выпарка раствора) были доведены до логического завершения.

К сожалению, в технической литературе причины, по которым эти процессы оказались недостаточно эффективными в условиях производства, подробно не описаны. В работах большинства исследователей внимание уделено достоинствам разрабатываемого процесса, нежели проблемам, возникающим при их практической реализации.

Наличие примесей в циркулирующем растворе гликоля оказывает ряд негативных влияний на работу установок осушки газа. В частности, при регенерации насыщенного раствора происходит отложение солей и механических примесей (частиц глины, песка и окалины, смолистых продуктов и т.д.) на поверхностях оборудования и труб теплообменников. Последнее затрудняет теплообмен, увеличивает энергозатраты и способствует преждевременному выходу из строя аппаратов из-за прогара теплопередающих поверхностей. Кроме того, накопление минеральных солей в растворе гликоля существенно повышает коррозию оборудования. Коррозионные процессы усиливаются в результате воздействия продуктов разложения гликоля.

Рекомендуется очистку раствора гликоля от различных солей и ряда других примесей произвести дистилляционным процессом. При этом для интенсификации процесса предложены новые технологические приемы. Установка состоит из двух основных блоков: осушки газа и регенерации насыщенного раствора гликоля.

Блок промывки и осушки газа. Сырьевой газ проходит входной сепаратор, где из него отделяется капельная жидкость и механические примеси. В отличие от общепринятых схем входной сепаратор оснащен массообменными устройствами. Для промывки газа от механических примесей и минеральных солей, содержащихся в капельной воде, предусмотрена подача в противоток к газу рефлюксной жидкости из блока регенерации гликоля. Жидкость с низа сепаратора поступает в блок регенерации метанола. Отсепарированный газ для осушки поступает в абсорбер.

Блок регенерации раствора гликоля (БРГ). Насыщенный раствор гликоля с низа абсорбера поступает в выветриватель. На выходе из выветривателя предусмотрена возможность разделения раствора гликоля на два потока. Один поток (меньший по количеству) в качестве орошения подается на верхнюю тарелку колонны БРГ. Второй поток через рекуперативный теплообменник подается на регенерацию.

С верха колонны смесь паров (куда может входить и метанол) поступает в воздушный холодильник, охлаждаясь, конденсируется и стекает в рефлюксную емкость. Из емкости часть жидкости насосом подается на орошение на верхнюю тарелку колонны, а избыток тем же насосом - в буферную емкость. Затем жидкость из емкости насосом подается в противоток газу в сепаратор.

Предусмотрена подача рефлюксной жидкости (или ее части) в емкость и ее дальнейшая обработка с жидкой фазой входного сепаратора.

Регенерированный раствор гликоля из сборника блока регенерации насосом через рекуперативный теплообменник подается в буферную емкость, а оттуда насосом - на орошение в абсорберы.

Система вакууммирования. Вакуум в системе создается следующим образом. Пары с верха рефлюксной емкости поступают в вакуум-насос. В качестве затворной жидкости в насос подается оборотная вода. Смесь паров и воды после насоса поступает в вакуумный сепаратор, где разделяется на фазы. Паровая фаза с верха сепаратора отводится на факел. Жидкая фаза - гидрозатворная жидкость - с низа сепаратора поступает в буферную емкость. Затем вода забирается насосом и через аппарат воздушного охлаждения подается на вакуум-насос.

Потери воды в контуре циркуляции восполняются путем подачи новой порции воды из оборотной системы в буферную емкость.

Как видно из описания схемы установки, острота проблемы накопления различных примесей сырьевого газа в растворе гликоля значительно снижена за счет организации промывки сырьевого газа рефлюксной жидкостью. Безусловно, это даст положительный эффект. Однако ввиду невозможности стопроцентной сепарации капельной жидкости будет обеспечено неполное предотвращение попадания солей в гликоль и будет происходить постепенное накопление их в нем. Кроме того, на установках осушки газа имеет место накопление в растворе гликоля продуктов коррозии оборудования и коммуникаций и разложения и осмоления самого гликоля.

На основе анализа литературных источников нами определены следующие основные причины не внедрения в промышленности разрабатываемых процессов:

а) не идентифицированы статьи потерь гликоля на промышленных установках;

б) ввиду одновременного растворения многих солей в гликоле процессы очистки раствора с использованием ионообменных и химических реагентов по своей технологической схеме более сложны, чем основной процесс регенерации гликоля от воды;

в) отсутствует типовое малогабаритное оборудование для установок очистки раствора гликоля от различных примесей.

Описанные факты показывают на необходимость ускорения разработки технических решений по очистке растворов гликолей от минеральных солей и других примесей. На наш взгляд, одним из перспективных способов является дистилляционный процесс (процесс выпаривания), который может обеспечить одновременно очистку раствора от механических примесей, различных солей, продуктов осмоления и тяжелых углеводородов.

Выпаривание ведут с принудительной циркуляцией раствора при остаточном давлении 145 мм водяного столба. В результате выпаривания получают кристаллы натрий сульфата. На тех же установках осуществляют и выпаривание из раствора побочных продуктов.

Новыми техническими решениями для всех схем являются:

• наличие в них выносного испарителя, возможность нагрева сырья в испарителе до температуры кипения и использование раствора гликоля в качестве затворной жидкости в вакуум-насосе;
• в качестве затворной жидкости в вакуум-насосе используется раствор гликоля, циркулируемый в системе; известно, что давление насыщенных паров гликоля примерно на два порядка меньше, чем тот же показатель для воды, традиционно используемой в качестве затворной жидкости в вакуумных насосах установок регенерации гликоля; по этой причине создаются практически идеальные условия для подсоса паров вакуум-насосом и, следовательно, для создания глубокого вакуума;
• для интенсификации процесса дистилляции очищаемого раствора в поток сырья перед испарителем вводится рефлюксная жидкость, получаемая в контуре основного блока регенерации насыщенного раствора гликоля.

Сравнение существующей схемы блока регенерации насыщенного раствора гликоля и предлагаемого варианта показывает, что эти схемы практически состоят в основном из оборудования одинакового назначения.

Основным отличием этих установок является то, что на установке очистки вместо ректификационной колонны и горизонтального испарителя используются соответственно выпарной аппарат и вертикальный испаритель. Все остальные аппараты могут применяться в каждой из этих схем. На основе данного «сходства» как вариант предлагается: один из блоков регенерации гликоля оборудовать таким образом, чтобы в нем можно было произвести очистку раствора гликоля от различных примесей. Для этого необходимо типовой блок регенерации дополнить выпарной колонной и вертикальным испарителем – теплообменником.

С учетом сложности очистки раствора гликоля от солей и вывода самих солей с установки необходимо предусмотреть ее работу как в периодическом, так и в непрерывном режиме. При работе в периодическом режиме порция раствора загружается в выпарной аппарат, где производится его отпарка. После отпарки основного количества раствора (порядка 90%) производится остановка установки и промывка вакуумного аппарата и испарителя от различных отложений.

При работе установки в непрерывном режиме раствор в выпарной аппарат подается постоянно. После отпарки всего объема раствора установка останавливается и производится промывка выпарного аппарата, испарителя коммуникаций от выводимых примесей и загрязненного гликоля и т.д.

Учитывая отсутствие опыта использования в качестве затворной жидкости раствора ДЭГа, в вакуум-насосе необходимо предусмотреть возможность применения воды из существующей системы оборотной воды.

Важным вопросом проектирования установки является выбор теплоносителя для установки. Наилучшим теплоносителем был бы водяной пар, который отсутствует на УКПГ. Ввиду этого считаем целесообразным разработать технические решения по использованию промежуточного теплоносителя для нагрева сырья в выносном испарителе.

В качестве промежуточного теплоносителя в испарителе гликоля можно использовать высокотемпературные жидкие реагенты типа "Алотерм-2" или "Термолан". Основными требованиями к теплоносителю являются термическая стойкость при рабочих температурах и высокая температура кипения во избежание образования паровых пробок в системе.

Оптимальная температура теплоносителя на входе в испаритель должна составлять 255 и 295°С соответственно при очистке растворов ДЭГа и ТЭГа. На выходе из испарителя промежуточный теплоноситель имеет температуру соответственно для ДЭГа и ТЭГа - 205-210°С и 245-250°С.

Основные выводы и рекомендации

1. Установлено, что при остановке скважин в зонах ММП на длительный период должен быть определен по скважинам комплекс работ по периодическому контролю (один раз в 1-3 месяца) их технического состояния, тепловому взаимодействию с окружающей средой, ММП, в том числе с проведением замеров температур для своевременного выявления возможных осложнений.
2. Рекомендовано в качестве альтернативного варианта применять в весенне-летний и осенний периоды более целесообразный вариант перехода на энергосберегающие режимы эксплуатации газовых скважин вместо их остановки.
3. Проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений необходимо рассматривать с позиции энергосберегающих технологий. В условиях сезонных колебаний спроса на газ целесообразно обустраивать газодобывающие предприятия оборудованием двойного назначения для обеспечения базовой и пиковой нагрузок.
4. С точки зрения энергосберегающих технологий при разработке залежей Севера Тюменской области, в частности Заполярного месторождения, целесообразно переходить к использованию регулируемого электропривода и электрических генераторов-нагнетателей.
5. Разработан и рекомендован к использованию на Заполярном месторождении газодинамический сепаратор с производительностью до 1 млн.м3/сут., основным достоинством которого является его эффективная работа при минимальном перепаде давления. Применение ГДС позволяет в несколько десятков раз сократить массу оборудования и наряду с осушкой осуществлять глубокую очистку газа от углеводородов.
6. Разработан алгоритм термодинамического расчета газодинамической сепарации. Исследования газодинамической сепарации показали, что для достижения точки росы – 20оС при впрыске 98% гликоля в количестве 1л/1000м3, что меньше в 10 раз, чем по тепловой технологии, достаточно сработать 0,14 МПа давления.
7. Разработан ряд новых установок для осушки газа и очистки ДЭГа от солей и мехпримесей, принципиально отличающихся от существующих тем, что в них используются следующие новые технологические приемы:

• наличие в них выносного испарителя, возможность нагрева сырья в испарителе до температуры кипения;
• использование раствора гликоля в качестве затворной жидкости в вакуум-насосе;
• для интенсификации процесса дистилляции очищаемого раствора в поток сырья перед испарителем вводится рефлюксная жидкость, получаемая в контуре основного блока регенерации насыщенного раствора гликоля.

В качестве промежуточного теплоносителя в испарителе рекомендуется использовать высокотемпературные жидкие реагенты типа «Алотерм-2», «Термолан» и соляровое масло.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Андреев О.П. Теоретические аспекты в области гликолевой осушки газа в компрессорный период эксплуатации. / Ананенков А.Г., Мурин В.И., Зайцев Н.Я., Андреев О.П.// Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке: Материалы международной конференции. Ямбург, июнь 2002 г. – М.: ИРЦ «Газпром», 2003.
2. Тер-Саркисов Р.М. Опыт эксплуатации установок промысловой подготовки газа и анализ результатов модернизации осушки газа на Заполярном ГНКМ / Тер-Саркисов Р.М., Андреев О.П., Зайцев Н.Я., Салихов З.С., Якупов З.Г. и др.// Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITOGIC 2002: Материалы-12-го ежегодного международного конгресса, Геленджик, сентябрь 2002. – М.: Информационно-издательский центр АТН РФ, 2003.
3. Андреев О.П. Эксплуатация ГКМ в период падающей добычи. / Батозский В.Д., Елистратов В.В., Андреев О.П.// Газовая промышленность, №12., 2002. – М.:Газойлпресс. – С. 36-39.
4. Андреев О.П. Научно-технические проблемы добычи газа на Заполярном месторождении и новые высокие технологии их решения. / Салихов З.С., Андреев О.П., Арабский А.К. и др.// Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITOGIC-2003: Материалы 13-го ежегодного международного конгресса, Санкт-Петербург, сентябрь 2003. – М.: ИРЦ «Газпром», 2003.
5. Андреев О.П. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Адаптирующая геолого-гидродинамическая модель./ Арабский А.К., Андреев О.П., Кучумов Р.Я.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. – С. 41-47.
6. Андреев О.П. Научное обоснование метода газодинамической сепарации при осушке газа // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. – С.54-58.
7. Андреев О.П. Установка для очистки раствора ДЭГа от мехпримесей и солей. // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. – С. 64-71.
8. Андреев О.П. Методика расчета затрат энергии при добыче газа и резервы ее экономии./Андреев О.П., Арабский А.К. // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. – С. 194-203.
9. Андреев О.П. Математическая модель энергетической системы ГДС и анализ результатов моделирования/ Кучумов Р.Я., Андреев О.П., Арабский А.К. // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. – С. 210-217.
10. Андреев О.П. Установка очистки раствора на базе типовой схемы блока регенерации гликоля// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. – С. 223-227.

Подписано к печати __.__.2004 г. Бум. писч. №1

Заказ №_____ Уч.- изд.л. 1.2

Формат 60х84 1/16 Усл.печ..л. 1.2

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»

625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52