Исследование и разработка технологии использования растворенного газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Иванов, Алексей Владимирович

• Иванов, Алексей Владимирович
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Иванов, Алексей Владимирович

Введение

1 Исследование проблем потерь ценного углеводородного сырья при его добыче

1.1 Эффективность добычи и использования растворенного нефтяного газа (РГ)

1.2 Исследование технологических и структурных схем использования РГ

1.3 Исследование способов подготовки растворенного нефтяного газа

1.4 Анализ факторов, влияющих на выбор методов использования нефтяного газа

Выводы по разделу 1

2 Разработка способов подготовки растворенного нефтяного газа

2.1 Разработка технологических решений по подготовке низконапорного растворенного нефтяного газа

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

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

2.2.2 Расчет процесса компримирования газа жидкостно-газовым эжектором

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

Выводы по разделу 2

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

3.1 Способы подготовки РГ

3.2 Расчет процесса компримирования газа жидкостно-газовым эжектором

3.3 Расчет эффекта Ранка-Хилша в вихревых трубах

Выводы по разделу 3

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

4.1 Характеристика объекта внедрения технологических решений

4.2 Обоснование технологических режимов работы оборудования подготовки низконапорного растворенного нефтяного газа

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

Выводы по разделу 4

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка технологии использования растворенного газа»

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 газового, и особенно водогазового воздействия на пласт. Опыт применения такой технологии в России небольшой.

Возможно использование криогенного комплекса по сжижению, хранению и транспортировке природного газа (СПГ) производительностью 6 т/ч (ОАО «Криогенмаш»), схема которого приведена на рис. 1.3.

основные потоки ПГи СХА

потоки компонентов СХА

пары СПГ

Рисунок 1.3 - Структурная схема комплекса по сжижению природного газа

Но для его применения необходимо компримирование до 5 МПа и отделение основной части конденсата углеводородов и воды для подачи в блок очистки от механических примесей, С02 и осушки («точка росы» -минус 70°С).

В Институте высоких температур РАН совместно с Институтом органической химии была создана опытно-промышленная установка «СИНТОП-ЗОО» по производству метанола, высокооктанового бензина и диметилового эфира из природного или растворенного нефтяного газа. Компактность и многофункциональность делает установку привлекательной в качестве промысловой для использования растворенного газа с получением тепловой и электрической энергии. По этой технологии из газа в химическом реакторе сжатия, которым служит модернизированный дизельный двигатель, получают синтез-газ и затем в трех последовательно соединенных реакторах, заполненных катализатором, - метанол. При работе дизельного двигателя в его цилиндрах реализуется режим так называемой взрывной конверсии метана. Дизельный двигатель, являясь по-существу двигателем внутреннего сгорания, работающим в неоптимальном режиме, кроме синтез-газа вырабатывает полезную механическую энергию, которая с помощью электрогенератора превращается в электрическую. Электрогенератор, установленный на валу двигателя, вырабатывает 2,5 кВт ч электроэнергии из 1 кг углеводородного газа.

По приведенной технологии, с учетом результатов эксплуатации опытной установки малотоннажного производства СЖТ, создается пилотная установка получения синтетического метанола (2,5 т/ч) или бензина (1 т/ч) из углеводородного газа. На это потребуется 30 млн. м3/год газа, что характерно для малых месторождений с непромышленными запасами природного или растворенного газа нефтяных месторождений. Существенным недостатком этой технологии являются высокие капитальные затраты, кроме того удаленность рынков сбыта готовой продукции существенно повышает

себестоимость конечного продукта, что в конечном счёте снижает экономическую эффективность технологии.

Генератор устойчиво выдает синтез-газ следующего состава, %: Н2 -22- 23; СО - 12-14; С02 - 1,5-2,2; СН4-1,5-1,7; 02 -< 0,5, остальное - азот. В случае если метанол, вырабатываемый из синтез-газа, не целевой продукт, то с помощью насоса-дозатора он подается в трехступенчатый блок реакторов полочного типа с цеолитовым катализатором для переработки в высокооктановый бензин. Из 1 кг метана получается 1,05 кг метанола, из которого при дальнейшей переработке производится 400 г бензиновой фракции с высоким октановым числом.

Структурная схема промысловой переработки РГ [5] Известна структурная схема (рис 1.4) промысловой переработки РГ. В ней представлен вариант с полным набором технологических процессов, обеспечивающих наиболее глубокую степень переработки газа. Однако для каждого месторождения, схема индивидуальна, в зависимости от состава газов и наличия транспортной инфраструктуры.

Структурная схема промысловое переработки попятного нефтяного газа

и аыи<? <г>- парафины^ в НеФТЬ

элеитроэиергия 3/1ЄНТ РОЗНЄРГИЯ

на нагррв на питание теплофикационная

элентроо&ормдоьаиия в-ода

Рисунок 1.4 - Состав комплекса и назначение основных узлов и блоков Система для использования растворенного газа и повышения нефтеотдачи пластов с использованием микротурбин

Известна система использования растворенного газа, лишенная существующих недостатков, схема которой приведена на рис. 1.5.

Чстано&ка 1 ступени комприМіробамия аааа

ВиОи Оля ниіиі-ниги

Боипасная линия

Попутный заэ

Блок управления

комплексом

оВоруОоОания

Насосная устанобка

Г цгО

Дожсімная компрес с орна установка"

В нагнетательную скважину

" 24

Рисунок 1.5 - Система для использования растворенного газа и повышения нефтеотдачи пластов с использованием микротурбин.

На рисунке 1.9 приняты следующие обозначения 1 - установка первой ступени компримирования газа; 2 - многофазный винтовой насос-компрессор; 3, 14, 19 - насосы; 4, 6, 8, 15, 21 - расходомеры; 5,13, 20, 29-электроуправляемые задвижки; 7 - двухфазный сепаратор; 9 - патрубок; 10-конденсатоотводчик; 11 - дожимная компрессорная установка; 12 -компрессор с гидрозатвором, совмещенный со смесительным устройством; 16 - нагнетательная линия; 17,22 - обратные клапаны; 18 - насосная установка высокого давления; 23 - смесительное устройство; 24 - нагнетательная скважина;25 - котел-утилизатор; 26 - блок управления комплексом оборудования; 27 - фильтр; 28 - блок микротурбин смеси (ГЖС), что позволит наиболее полно использовать энергию сгорания растворенного газа.

Предлагается часть растворенного газа сжигать в микротурбинах, что позволит компенсировать большую часть энергозатрат, а при больших

дебитах газа - компенсировать полностью. Подобное решение особенно актуально в районах, где нет доступа к энергосетям: микротурбины могут частично или полностью заменить дизельные генераторы, позволяя экономить на топливе. Главным недостатком микротурбины является низкий КПД при производстве электроэнергии. Однако они имеют общий КПД около 80 %, вследствие того, что после турбины выхлопные газы, отдавшие часть тепла, поступают в котел-утилизатор (газоводяной теплообменник), нагревая сетевую воду до требуемой температуры. Таким образом, можно вместо нагревающего устройства на устье нагнетательной скважины использовать теплообменник для нагрева закачиваемой газожидкостной смеси.

Следует отметить: микротурбина имеет низкий уровень эмиссий в выхлопе (25 ррт при 100 %-й нагрузке и практически до 0 при нагрузке меньше 50 %), что повышает экологичность установки.

Система использования РГ работает следующим образом: часть промыслового растворенного газа низкого давления поступает в установку первой ступени компримирования газа. Его количество определяется с помощью расходомера 6 и регулируется с помощью электроуправляемой задвижки 5. В винтовом насосе-компрессоре газ смешивается с подаваемой насосом 3 водой, ГЖС сжимается и далее поступает в двухфазный сепаратор, где осаждается вода. Далее сжатый газ поступает в компрессор с гидрозатвором, совмещенный со смесительным устройством, где смешивается с водой для насосного режима; если ее недостаточно, насосом 14 добавляется вода от внешнего источника. Полученная в смесительном устройстве и сжатая ГЖС поступает через обратный клапан 17 в смесительное устройство 23, где смешивается с водой из насосной установки высокого давления 18, далее смесь проходит котел-утилизатор 25, где ей передается тепло от продуктов сгорания растворенного газа в микротурбинной установке, и поступает в нагнетательную скважину. Другая часть газа регулируется с помощью электроуправляемой задвижки

18

5,поступает в микротурбинную установку 28 и используется в качестве топлива. Выхлопные газы направляются в котел-утилизатор 25, где отдают тепло нагнетаемой ГЖС, повышая ее температуру, что способствует улучшению показателей нефтеотдачи. После этого выхлоп очищается в фильтре 27 и выбрасывается в окружающую среду. В блоке микротурбин вырабатывается электроэнергия, от которой питается оборудование, необходимое для закачки ГЖС в пласт. Мощность микротурбинной установки и оборудования для закачки подбирается таким образом, чтобы микротурбинная установка полностью покрывала энергозатраты на компримацию и закачку, при этом количества растворенного газа должно быть достаточно для обеспечения данных мощностей. В случае колебания дебита растворенного нефтяного газа установку следует подбирать по максимальному дебиту. При больших дебитах растворенного газа микротурбинная установка может быть подобрана таким образом, чтобы питать часть промыслового оборудования или даже промысел в целом.

1.3 Исследование способов подготовки растворенного нефтяного

газа

Радикальным средством предупреждения образования гидратных и ледяных пробок в газопроводах является осушка газа до значения влажности газа такой, чтобы его точка росы была 3°-5°С ниже минимальной температуры, возможной при транспорте газа.

Применяют несколько способов осушки газа, основными из которых являются охлаждение с использованием естественного и искусственного холода, абсорбция (осушка жидкими поглотителями), адсорбция (осушка твердыми поглотителями) и комбинированный способ (например, сочетание абсорбции с охлаждением).

Выбор способа осушки газа зависит от состава сырья. Для осушки

тощих газов применяются абсорбционные и адсорбционные процессы. При

19

наличии в газе конденсата переработка газа осуществляется с применением низкотемпературных процессов. При этом на стадии охлаждения газа происходит конденсация водяных паров за счет снижения равновесной влагоемкости газа.

При низкотемпературной сепарации снижение температуры газа приводит к конденсации части воды и тяжелых углеводородов. Капельная жидкость затем отделяется достаточно просто в сепараторах. Основным источником холода, подтолкнувшим к созданию НТС, является высокое пластовое давление газа. При дросселировании газа на 1 МПа его температура снижается на 3-50°С. Значительно более высокий эффект получается при расширении газа в детандерных машинах. При низком пластовом давлении или для предварительного охлаждения газа используют относительно низкую температуру воды и воздуха, особенно в зимний период.

Иногда может быть экономически целесообразным охлаждение газа с использованием специальных установок. Наибольшее распространение получили парокомпрессорные холодильные установки. В этом случае хладоносителем является пропан - бутановая смесь.

Принципиальная схема установки низкотемпературной сепарации газа

изображена на рис. 1.6 низконапорный газ

~ ^ } сырой газ

высоконапорный газ

' г-ч

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Иванов, Алексей Владимирович

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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Иванов, Алексей Владимирович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

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

2. Долгов Д.В. Исследование и разработка технологии рационального использования нефтяного газа низкого давления // Дисс... канд. техн. наук, Тюмень, 2009. - 96 с.

3. Книжников А.Ю. Проблемы и перспективы использования растворенного нефтяного газа в России / А.Ю. Книжников, H.H. Пусенкова // Выпуск 1 (рабочие материалы) ежегодного обзора проблемы в рамках проекта ИМЭМО РАН и WWF России «Экология и Энергетика. Международный контекст». - Москва, 2009. - 28 с

4. Рачевский Б.С. Технологии коммерческой использования факельных попутных нефтяных месторождений // Мир нефтепродуктов. -2008.-№7.-С. 24-31.

5. Аристова В.В., Дорофеев A.C., Спиридонов B.C., Сукимский А.И., Тынников Ю.Г Альтернативные комплексные технологии переработки попутных нефтяных газов // http://www.gazcompany.ru/gaz-pngfull.html.

6. Рябов А.П. Разработка и исследование технологии низкотемпературной очистки и осушки нефтяного растворенного газа // Дисс... канд. техн. наук, Тюмень, 2007. - 177 с.

7. Гусев А.П. Подготовка растворенного газа нефтедобычи к транспорту с применением трехпоточной вихревой трубы // Дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2004.-218 с.

8. Мартынов A.B. Что такое вихревая труба? / A.B. Мартынов, В.М. Бродянский. М.: Энергия, 1976. - 153 с.

9. Меркулов А.П. Вихревой эффект и его применение в технике. М.: Машиностроение, 1969.- 183 с.

10. Пиралишвили Ш.А. Вихревой эффект. Эксперимент, теория, технические решения / Ш.А. Пиралишвили, В.М.Поляев, М.Н. Сергеев. М.: УНПЦ «Энергомаш», 2000. - 414 с.

11.Жидков М.А. Термодинамическая эффективность промышленной вихревой трубы / М.А. Жидков, В.П.Овчинников, Г.А. Комарова // Газовая промышленность. 1997. - № 12. - С. 54-56.

12.Erdelyi J. Wirkung des Zentrifugalkraffeldes auf des Warmerustand dtr Gase, Erklärung der Ranque-Enscheinung-Forchund // Ingenierwesens, 1962, Bd. 28, N6, s. 181-186.

13.Webster D.S. An analisis of the Hilsch Vortex Tube // Refr. Engng, 1950, N2, p. 16-21.

14,Otten E.H. Vortex Tube // Engineering, Aug. 1958, p 4821.

15.Жидков М.А. Очистка природного газа от сернистых соединений низкотемпературной абсорбцией конденсирующимися углеводородами / М.А. Жидков, И.Л. Лейтес, Б.Г. Тагинцев, В.В. Атоманова // Газовая промышленность. -1974.-№6.-С. 43-46.

16.Сафонов В.А. О распределении молекул при криволинейном движении газа // Вихревой эффект и его промышленное применение: Материалы III Всесоюз. науч.-техн. конф. Куйбышев, 1981. - С. 52-56.

17. Николаев В.В. Опыт эксплуатации регулируемой вихревой трубы на газораспределительной станции/ В.В. Николаев, В.П. Овчинников, М.А. Жидков, Г.А. Комарова, А.И. Резвых// Газовая промышленность. 1995. - № 10.-С. 13-14.

18. ВулисЛ.А. Элементарная теория эффекта Ранка / Л.А. Вулис, A.A. Кострица // Теплоэнергетика. 1962. - № 10. - С. 72-77.

19. ГуцолА.Ф. Эффект Ранка // Успехи физических наук. 1997. - Т. 167, №6.-С. 665-687.

20.Дубинский М.Г. Течение вращающихся потоков газа в кольцевых каналах // Известия АН СССР, ОТН. 1955. - № 11.

21.Fulton C.D. Ranque's Tube // Refrigerating Engineering, Mau, 1950.

22.Schults-Grunow F. Die Wirkungwaise des Ranque-wirbelrohres // Kältetechnik, 1950, Bd. 2, s. 273-284.

23.Хинце И.О. Турбулентность. M.: Изд-во физ.-мат. лит., 1963.

24.Разработка технологических процессов исследования скважин на базе струйных насосов /Хоминец З.Д., Шановский Я.В., Семкив Б.Н.4; Залков В.М. Нефтяное хозяйство, 1989, №9.С. 61-62.

25. Сазонов Ю.А., Чернобыльский А.Г. Эффективность работы струйного насоса, включенного в компоновку бурильной колонны. -Тр. /МИНГ, вып. 202, 1987, с. 117 120.

26. Scheper G.W. The Vortex Tube-intermal flow data and a heat transfer theory //RefrigeratingEngineering, 1951, vol. 59, Oct. p. 985-988.

27.Эпсом X., Клейвер Т. Новаторский сверхзвуковой метод подготовки газа / X. Эпсом, Т. Клейвер // IMPAST, Shell Global Solutions, 2004, № 3, с. 6.

28.Гольдштик М.А. К теории эффекта Ранка (закрученный поток газа в вихревой камере) // Изв. АН СССР. Серия МЖГ. 1969. - № 4. - С. 153-162.

29.Ильясова Е.З. Разработка критериев выбора эффективных методов использования нефтяного газа// Дисс... канд. техн. наук, Уфа, 2010.- 162 с.

30. Байков Н.М. Зарубежный опыт внедрения методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2006.-№ 7. - С. 120-122.

31.Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г., Юсупов О.М., Куприянов В.В., Ильясова Е.З. О проблемах использования нефтяного газа на промыслах // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 12. - С.122-125.

32.Гуров В.И., Лысенков Е.А. Полезное применение растворенного газа низкого давления // Нефтегазовые технологии. 2000. — № 3. — С. 24-25.

33. Даниленко М.А. Заклинание нефтяного газа // Нефть России. 2002. -№2.-С. 42-45.

34. Андреева H.H. В России и мировом сообществе имеются необходимые технологии, техника и материальные ресурсы для экономически эффективного использования нефтяного газа // Нефтяное хозяйство.2006.-№ 1. С. 86-89.

3 5.Муравьев М.И., Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. 1.М.: Недра, 1969.

36.Перчик А.И. Обособленная нефть // Нефть России. — 2004. — № 4. — С. 74-77.

37.Голдобин В.Е., Назаров В.И., Казанцев A.B. Попутный газ добро или зло?: насосно-бустерные установки позволяют отказаться от сжигания ценного сырья и значительно повысить рентабельность нефтяных месторождений // Нефть России. - 2007. - № 11. - С. 38-40.

38.Геология и геохимия нефти и газа: Учеб. для вузов / A.A. Бакиров, М.В. Бордовская, В.И. Ермолкин и др.- М.: Недра, 1991.

39.Шмаль Г.И., Зайцев В.П. Пригодится на земле и в небе: продукты переработки растворенного нефтяного газа можно использовать и в малой энергетике, и в ЖКХ, и в авиации // Нефть России. 2008. - № 7. -С. 76-78.

40.Ишметов М.Г. К вопросу о состоянии использования нефтяного газа

//

41.Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. - М.: «Недра», 1968.-285 с.

42.Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. - М.: «Недра», 1978. - 270 с.

43.Меркулов А.П. Вихревой эффект и его применение в технике. - М.: «Машиностроение», 1969. - 183 с.

44. Гусев А.П. Подготовка растворенного газа нефтедобычи к транспорту с применением трехпоточной вихревой трубы: Автореф. Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17, 05.02.13. - Тюмень, 2004. -25 с.

45. Рябов А., Гусев А., Жидков М., Жидков Д. Трехпоточные вихревые трубы в нефтедобывающей и газовой промышленности (аналитический обзор) // Нефтегазовые технологии. - 2007. - № 2. - С. 2-7

46. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: «Грааль», 2002. - 575 с.

47. Баталии О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. - М.: Недра, 1992. - 272 с.

48. Брусиловский А.И. Моделирование термодинамических свойств нефтяных и газоконденсатных систем // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 11. -С. 43-46

49. Фоминых О.В. Исследование фазовых равновесий углеводородов и обоснование метода их расчета для снижения потерь нефти при разработке месторожений: Автореф. Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. - Тюмень, 2011. -23 с.

50. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. - М.: Недра, 1976.- 183 с.

51. Степанова Г.С., Выборное Н.М., Выборнова Я.Н. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1969.-65 с.

52. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. -М.: Недра, 1983.- 192 с.

53. Уравнения состояния газов и жидкостей/под ред. Горшкова Г.Б. -М.: Наука, 1975.-262 с.

54. СТО 51.00.021-84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды на месторождениях Главтюменнефтегаза. - Тюмень, СибНИИИНП, 1984. - 39 с.

55. Донец К.Г. Гидроприводные струйные компрессорные установки. -М.: Недра, 1990.- 174 с.

56. Донец К.Г., Рошак И.И., Еремина Л.Н. Применение насосного эжектора для перекачки нефтяного газа // Нефтепромысловое дело. - 1978. -№5.-С. 58-60

57.Дроздов А.Н., Доброскок О.Б. Методы исследования характеристик жидкостно-газовых эжекторов // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 1. - С. 6365.

58. Донец К.Г., Рошак И.И., Гордиевкий A.B. Утилизация нефтяного газа с помощью насосно-эжекторной установки в НГДУ Кинельнефть // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 7. - С. 42-44.

59. Маминов О.В., Мутрисков А.Я., Губайдуллин М.М., Гайнутдинов P.C. Применение струйных аппаратов в системе нефтесбора. - М.: Недра, 1979.-174 с.

60. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 352 с.

61. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям/Под ред. М.О. Штейнберга. - М.: Машиностроение, 1992. -672 с.

62. Рошак И.И., Городивский A.B. Опыт эксплуатации насосно-эжекторной установки по использования нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. - 1981. -№ 2. - С. 42-44.