Разработка ресурсосберегающих технологий подготовки и межпромыслового транспорта скважинной продукции ачимовских промыслов Уренгойского месторождения

Во введении обоснованы актуальность темы, цель и задачи
диссертационныхисследований, сформулированы научная новизна,
практическая ценность, защищаемые положения, приведены сведения об
апробации работы и её структуре.
В первой главе рассмотрены особенности промысловой подготовки газа
и конденсата ачимовских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного
месторождения, детально проанализированы особенности и осложнения при
эксплуатации установок комплексной подготовки газа, межпромыслового
транспорта товарного газа и определены пути их решения. Массовая доля этана
в товарном газе является функцией многих переменных, но в первую очередь
определяется природным фактором, а именно составом пластового газа.
Сохранить изначально высокое содержание этого компонента – главная задача
при подготовке ачимовского газа, объемы добычи которого в ближайшие годы
кратно увеличатся по сравнению с текущими.
В работе выполнен анализ методов определения состава совокупного
пластового флюида, поступающего на установки подготовки. Проектным
институтом ООО «ТюменНИИгипрогаз» приняты достоверными 12,7 %
газоконденсатных исследований скважин по результатам анализа которых
установлена зависимость конденсатосодержания пластового флюида от глубины
ачимовских залежей Уренгойского месторождения, которое составляет 455 г/м3
на максимальной глубине скважин порядка 3800 м. Рассматриваемая
зависимость была получена по результатам анализа характеристик скважин
полученных в результате газоконденсатных исследований. Также была
установлено низкое качество проведения этих исследований. Поэтапный ввод в
эксплуатацию скважин и дифференциальная конденсация пластового флюида
приводят к колебанию содержания этана и углеводородов С5+ в совокупном
пластовом флюиде промысла. Этот показатель ежегодно пересматривается, что
затрудняет долгосрочный прогноз изменения составов совокупного пластового
флюида и товарного газа ачимовских промыслов. Необходимость в таком
прогнозе актуальна при проектировании, строительстве и эксплуатации
газоперерабатывающих и газохимических производств.
Термобарические параметры низкотемпературной сепарации газа
оказывают значительное влияние на распределение компонентов пластового
флюида, в том числе этана, между товарными продуктами. Газ сепарации
поступает в межпромысловый коллектор (МПК) с давлением 5,1-5,4 МПа, что
исключает возможность варьированияэтим параметром процесса
низкотемпературной сепарации. В компрессорный период разработки для
обеспечения этого давления проектными решениями предусматривается
подключение ДКС, состоящей из двух цехов компримирования, перед УКПГ.
Проведен обзор технологических способов регулирования давления в
низкотемпературном сепараторе и рассмотрены варианты подключения ДКС
относительно УКПГ, а также возможность применения турбодетандера. Полагая,
что при выборе схемы подключения ДКС основным критерием является
интенсификация процесса извлечения этана в товарный газ с сохранением
выхода углеводородов С5+ в нестабильный конденсат. Это потребовало
дополнительного изучения вопроса влияния термобарических параметров
процесса низкотемпературной сепарации на состав товарного газа.
Выполнен обзор технологий ингибирования процесса низкотемпературной
сепарациисоценкойсравнительнойэффективностиизвестных
рециркуляционных схем использования метанола. В условиях ачимовских УКПГ
Уренгойскогоместорождениявысокойэффективностьюотличается
рециркуляционная технология десорбции метанола из водно-метанольного
раствора низкотемпературного сепаратора, благодаря которой массовая доля
ингибитора в сточных водах не превышает 4 %. Однако эта технология
неэффективна с точки зрения растворимости метанола в конденсате, с которым
теряется около 70 % ингибитора. Для снижения в промысловых условиях
безвозвратных потерь ингибитора с конденсатом необходимы разработка и
внедрение новой технологии рециркуляции метанола с учетом текущих и
перспективных условий эксплуатации ачимовских УКПГ.
В ближайшие годы с целью обеспечения плановых объемов добычи
ачимовского газа требуется ввод в промышленную эксплуатацию еще четырех
установок комплексной подготовки газа. Одновременно с этим на валанжинских
промыслах с подобной технологией подготовки газа и конденсата из-за
снижения добычи существует проблема загрузки оборудования. Поэтому при
вводе в разработку ачимовских промыслов актуальной задачей является
разработка технических решений по эффективному использованию имеющегося
промыслового оборудования Уренгойского комплекса с обеспечением
требуемой концентрации этана в товарном газе.
МПК Уренгойского комплекса представлен восточным и западным
коридорами, которые состоят из двух параллельных трубопроводов и
перемычками между ними с резервом по пропускной способности. Ачимовские
промыслы автономны и подключены в восточный коридор, а сеноманские и
валанжинские промыслы подключены в западный коридор. Существующая
система межпромысловых газопроводов Уренгойского комплекса осуществляет
совместный транспорт сеноманского, валанжинского и ачимовского газа. В
такой композиции доля этана более чем в два раза меньше этого показателя на
выходе с ачимовских УКПГ. В случае переработки всего объема уренгойского
газа требуется существенное увеличение мощности заводского оборудования
для переработки газа и затрат на эксплуатацию.
Инфраструктура газотранспортных предприятий ПАО «Газпром»
отличается технологической гибкостью для доставки по выделенным
трубопроводам сырья на предприятия, планируемые к созданию в районе
морского порта Усть-Луга. Трубопроводы МПК Большого Уренгоя подключены
к головной компрессорной станции ГКС-1, откуда газ транспортируется по
четырем направлениям, в том числе «Уренгой – Грязовец» в вышеуказанный
район. В этой связи представляется необходимым разработка технологических
мероприятий, обеспечивающих отдельную транспортировку этансодержащего
газа в МПК на ГКС-1, а также на ГКС-3 с целью резервирования направлений
транспортировки этого газа.
Выполненный анализ состояния технологических объектов Уренгойского
комплекса показывает важность и актуальность решения вопросов
ресурсосбережения в процессах подготовки и транспорта продукции ачимовских
промыслов.
В заключении главы сформулированы цель и задачи диссертационной
работы.
Вторая глава содержит интерпретацию промысловых данных и
результаты аналитических исследований зависимости изменения концентрации
этана в пластовом газе ачимовских залежей, разработку метода определения
прогнозного компонентно-фракционного состава совокупного пластового
флюида, уравнения регрессии для определения концентрации газообразных
компонентов от конденсатосодержания пластового флюида, прогноз изменения
содержания этана в совокупном пластовом флюиде ачимовских залежей
Уренгойского НГКМ.
Как свидетельствует промысловый мониторинг, в начальный период
эксплуатации ачимовского промысла в совокупном пластовом флюиде
потенциал С5+ снижается, а доля этана увеличивается. В дальнейшем с вводом в
эксплуатациюновыхскважинудельноесодержаниеконденсата
восстанавливается при одновременном уменьшении содержания этана. После
прекращения ввода новых скважин снижение конденсатосодержания пластового
газа возобновляется, а массовая доля этана вновь увеличивается.
Для объяснения этого явления выполнен анализ результатов
газоконденсатных исследований 2011-2018 гг. и установлены зависимости
изменения содержания этана от потенциала С5+ в пластовом газе, устьевого
давления, дебита пластового газа и продолжительности работы скважин.
Интерпретация полученных зависимостей однозначно указывает на
характерную взаимосвязь содержания этана в пластовом флюиде с потенциалом
С5+ и давлением на устье скважин. Чем больше устьевое и, соответственно,
забойное давление, тем выше потенциальное содержание С5+ в добываемом
пластовом газе. При снижении устьевого давления и, соответственно,
увеличении депрессии на пласт, содержание этана в продукции увеличивается,
что обусловлено снижением доли конденсата в добываемом пластовом газе. При
этом дебит скважин и время их эксплуатации косвенно влияют на
конденсатосодержание пластового флюида и массовую долю в нем этана.
Контроль процесса разработки ачимовских залежей указывает на слабую
гидродинамическую связь между зонами дренирования скважин из-за
низкопроницаемых продуктивных горизонтов. Вновь вводимые скважины
начинают работать практически при первоначальных пластовых давлениях и
составах флюида, который характеризуются высоким содержанием конденсата.
На поверхности продукция этих скважин смешивается с продукцией скважин,
находящихся в длительной эксплуатации, что приводит к увеличению
конденсатосодержания и уменьшению массовой этана в совокупном пластовом
флюиде УКПГ. В результате процесса конденсации углеводородной фазы в
пласте связь между этими компонентами изменится на обратную до достижения
давления максимальной конденсации.
Для расчета состава совокупного пластового флюида залежей,
поступающего на ачимовскую установку, разработан следующий алгоритм
расчета.
1. За исходный принимается компонентно-фракционный состав
пластового флюида с десятиградусными фракциями и конденсатосодержанием
457 г/м3 на максимальной глубине ачимовской залежи 3800 м;
2. Моделируется процесс дифференциальной конденсации исходного
пластового флюида снижением давления с шагом 0,1 МПа с получением массива
данных компонентно-фракционных составов пластовых флюидов с
десятиградусными фракциями.
3. На геолого-фильтрационной модели ачимовских залежей проводятся
расчеты пластовых давлений, конденсатосодержания пластового флюида и
объемов добычи углеводородной продукции скважин за весь период
эксплуатации. Исходный пластовый флюид по п 1. разделен на
псевдокомпоненты: Н1 (углекислый газ, азот, метан), Н2 (этан, пропан, бутаны),
Н3 (пентаны фр. 45-130), Н4 (фр. 130-250), Н5 (фр. 250-350), Н6 (фр. 350-450),
Н7 (фр. 450-550), Н8 (фр. 550-680).
4. С использованием данных о конденсатосодержании пластового флюида
скважин по п. 3 выбираются соответствующие компонентно-фракционные
составы пластового флюида из п.2. и определяется добыча каждой скважиной
газообразных компонентов и десятиградусных фракций.
5. Суммированием добычи газообразных компонентов и фракций
скважинами промысла по п. 4 определяются компонентно-фракционный состав
и количество совокупного пластового флюида на любой заданный период
разработки.
В результате расчетов по п. 2 на PVT-модели установлено, что на первом
этапе разработки ачимовской залежи в пластовом флюиде содержание
конденсата снижается с 457 до 96 г/м3 пластового газа (рисунок 1 (а)), а массовая
этана увеличивается с 8,1 до 11,7 % (рисунок 1 (б)). При достижении давления
максимальной конденсации 7,5 МПа происходит обратный процесс.
По разработанному алгоритму определена массовая доля этана в
совокупном пластовом флюиде, поступающем на УКПГ-22 в период 2020-
2069 годы, и его прогнозные составы. Стабилизация содержания этана после
2040 года объясняется приближением пластовых давлений к области давления
максимальной конденсации углеводородов С5+.
55011,7
Конденсатосодержание, г/м3
11,2
40010,7

Массовая доля, %
35010,2
2509,7
2009,2
1508,7
pmax=7,5 МПа8,2С5+=96 г/м3
07,7
010 20 30 40 50 60 70 8050150250350450
Конденсатосодержание, г/м3
Пластовое давление, МПа
а)б)
pmax – давление максимальной конденсации
Рисунок 1 – Зависимости конденсатосодержания в пластовом флюиде от
пластового давления (а) и массовой доли этана от конденсатосодержания (б)

Для оценки качества результатов газоконденсатных исследований скважин
разработаны зависимости массовой доли газообразных компонентов от
конденсатосодержания пластового флюида. По данным компонентно-
фракционных составов пластовых флюидов разработаны статистические
зависимости в виде полиномов 10-й степени, в которых содержание углекислого
газа, азота, метана, этана, пропана, бутанов является функциями потенциала
углеводородов С5+. Значения коэффициентов полинома табулируются в
зависимости от давления максимальной конденсации. На примере определения
массовой доли этана расчетные уравнения имеют вид (1) и (2):
При пластовом давлении выше давления максимальной конденсации
pпл ≥ 7,5 МПа
этан (F(pпл )) = 6,20 × 10−23 ПС5+10 – 1,79 × 10−19 ПС5+ 9 + 2,27 × 10−16 ПС5+ 8 – 1,68 ×
10−13 ПС5+ 7 + 7,94 × 10−11 ПС5+ 6 – 2,52 × 10−8 ПС5+ 5 + 5,40 × 10−6 ПС5+ 4 − 8,00 ×
10−4 ПС5+ 3 + 0,07ПС5+ 2 − 3,78ПС5+ + 100,15(1)
При пластовом давлении ниже давления максимальной конденсации
pпл≤ 7,5 МПа
этан (F(pпл )) = 1,24 × 10−17 ПС5+10 – 6,15 × 10−15 ПС5+ 9 + 1,16 × 10−12 ПС5+ 8 – 9,84 ×
10−11 ПС5+ 7 + 3,19 × 10−9 ПС5+ 6 – 16,32(2)
где nэтан – массовая доля этана, %;
ПС5+ – конденсатосодержание пластового газа г/м3;
pпл – пластовое давление, МПа.
Проверочные расчеты массовой доли этана в предшествующий период
разработки в целом подтверждают аналитические результаты, полученные в
данной главе и рекомендуются к использованию в прогнозных расчетах
содержания этана в совокупном пластовом флюиде ачимовского промысла.
В третьей главе содержатся результаты аналитических и промысловых
исследований по повышению эффективности технологических процессов
низкотемпературной сепарации с точки зрения ресурсосберегающих технологий
подготовки этансодержащего газа с оптимизацией расхода ингибитора
гидратообразования.
Промысловый мониторинг эксплуатации ачимовских промыслов
свидетельствует о влиянии термобарических параметров низкотемпературной
сепарации на массовую долю этана в товарном газе. В программной системе
«ГазКондНефть» по технологической модели УКПГ-22 на основе определенных
в предыдущей главе прогнозных составов совокупного пластового флюида
проведены расчеты материально-компонентных балансов при различных
термобарических параметрах подготовки. Установлено, что давление и
температура в низкотемпературном сепараторе разнонаправлено влияют на
содержание этана в товарном газе. Уменьшение давления сепарации с 6 до 3 МПа
увеличивает массовую долю этана в товарном газе с 11,8 до 12,2 %. (рисунок 2).

12,1-12,2
12,0-12,1
11,9-12,012,3
11,8-11,912,2

12,1

12,0
11,9
15011,8
20011,7
11,6
3003
43,5
33554,5
65,5

Рисунок 2 – Изменение содержания этана в товарном газе в зависимости от
конденсатосодержания газа и давления низкотемпературной сепарации
Для интенсификации процесса извлечения этого компонента в товарный
газ необходимо при сепарации поддерживать наиболее низкое давление и
максимально высокую температуру, при которых обеспечивается качество газа
для магистрального транспорта с учетом производительности сепараторов.
Повышением температуры сепарации с минус 30 до минус 25 С доля этана
дополнительно увеличивается на 0,06 %. Однако это приведет к сокращению
объема нестабильного конденсата в основном за счет углеводородных газов
С1-С4, при практически неизменном извлечении в нестабильный конденсат
углеводородов С5+.
Результаты аналитических исследований подтверждаются промысловыми
испытаниями. В ходе этих работ компримирование товарного газа УКПГ-22
осуществлялось на второй ступени ДКС сеноманского промысла УКПГ-4.
Благодаря этому давление в низкотемпературном сепараторе было снижено до
3,41 МПа при редуцировании газа на эжекторе в одну ступень. Из данных
таблицы 1 следует, что понижение давления в низкотемпературном сепараторе в
среднем увеличивает массовую долю этана в товарном газе на 0,26 %, а
повышение температуры на 5 °С приводит к росту этого показателя на 0,06 %.

Таблица 1 – Изменение средней доли компонентов в товарном газе ачимовского
УКПГ-22 при различных термобарических параметрах низкотемпературной
сепарации
Термобарический режимС2С3С4С5+С5+
НТСМассовая доля, %г/м3
р=5,14 МПа, t= -29,7 °С11,735,651,930,413,06
р=3,48 МПа, t = -29,6 °С11,995,991,880,292,18
р=3,41 МПа, t = -25 °С12,056,402,080,352,62

Постоянная добыча газа на УКПГ-22 прогнозируется до 2035 года, а
поочередный ввод двух ступеней ДКС необходим в 2029 и 2034 годах. Из-за
невозможности понизить давление в низкотемпературном сепараторе для
проектной схемы требуется подключение ступеней ДКС перед УКПГ.
К 2039 году возможно понизить давление сепарации до 4 МПа, а к 2043 году до
3,0 МПа, что требует применения схемы компримирования ДКС – УКПГ – ДКС.
Для сокращения затрат, связанных со строительством дополнительных
коммуникаций, разработана схема установки низкотемпературной сепарации с
многоступенчатым дросселированием газа, защищенная патентом РФ на
изобретение № 2646899. Она позволяет поддерживать заданное давление в
низкотемпературном сепараторе при различных выходных и выходных
давлениях на установку. На основе зависимостей выходного давления от
давления в низкотемпературном сепараторе определены этапы компрессорной
эксплуатации.
Ресурсосберегающие технологии подготовки газа включают, в том числе,
оптимизацию расхода ингибитора гидратообразования. По результатам
моделирования установлено распределение метанола в потоках УКПГ-22. С
увеличением массовой доли ингибитора в ВМР в низкотемпературном
сепараторе увеличивается растворимость его в конденсате и газе сепарации. В то
же время при одинаковом содержании ингибитора изменение объема ВМР в этом
сепараторе не влияет на растворимость метанола в конденсате и газе сепарации.
При массовой доли метанола в ВМР 75 % в нестабильном конденсате ингибитора
растворяется 0,56 г/м3 пластового газа, а при 60 %, растворимость метанола в
конденсате сокращается практически в два раза. В обоих случаях обеспечивается
безгидратный режим эксплуатации, поэтому с точки зрения ресурсосбережения
необходимо понизить содержание ингибитора в ВМР низкотемпературного
сепаратора. Однако проектные решения по снижению содержания метанола за
счет подачи жидкой фазы из промежуточного сепаратора в низкотемпературный
на практике реализовать не удалось. Причина заключается в образовании
гидратоотложений в месте ввода жидкой фазы в газовый поток, направляемый в
низкотемпературный сепаратор.
Поэтому в диссертации разработана новая схема рециркуляционной
технологии использования метанола, в которой массовая доля ингибитора ВМР
низкотемпературного сепаратора снижается за счет подачи в эжектор жидкой
фазы из промежуточного сепаратора. С применением программного комплекса
ANSYS Fluent рассчитано распределение в эжекторе скорости и температуры
газожидкостного потока. которая достигает минус 120 °С и ниже на 23 градуса
температуры плавления метанола (рисунок 3). Несмотря на это проблем,
связанных с отложением гидратов, не возникает. Причина в высокой скорости
потока более 500 м/с в сопле эжектора и в связи с этим малым временем
нахождения газожидкостной смеси в диффузоре эжектора.
В результате снижения массовой доли метанола в низкотемпературном
сепараторе до 60 %, растворимость ингибитора в нестабильном конденсате
уменьшилась при увеличении объема ВМР. В дальнейшем это раствор подается
на десорбцию, что увеличивает массу извлеченного ингибитора. Таким образом,
на УКПГ-22 после внедрения разработанной схемы фактический расход
ингибитора был снижен на 40 %.
а)б)
Рисунок 3 – Моделирование изменения скорости (а) и температуры (б)
газожидкостного потока в эжекторе

Дальнейшееразвитиеданнойрециркуляционнойтехнологии
комплексируется с водной экстракцией метанола из конденсата
низкотемпературного сепаратора. В качестве поглотителя используется вода из
первичного разделителя, часть объема которой подается в конденсат,
транспортируемый от теплообменника «газ – конденсат» до выветривателя.
Оптимальным расчетным расходом является подача воды в количестве 3-6 г/м3
пластового газа. Отделенный в выветривателе ВМР направляется на десорбцию
совместно с ВМР низкотемпературного сепаратора. Применение водной
экстракции метанола из конденсата позволит дополнительно сократить расход
ингибитора на 8 %. Такие технические решения в целом снижают удельный
расход метанола до 0,6 г/м3 пластового газа, т.е. практически вдвое.
Рециркуляционные способы использования метанола защищены патентами РФ
на изобретение №№ 2599157, 2600141 и включены в проектные решения по
расширению ГКП-22 и по обустройству 3-го, 4-го, 5-го ачимовских участков
УНГКМ.
В четвертой главе разработаны принципиальные положения совместной
подготовке валанжинского и ачимовского газов с использованием
высвобождающихся производственных мощностей на валанжинской установке
низкотемпературной сепарации и в МПК для отдельной подачи
этансодержащего газа на выделенные направления Единой системы
газоснабжения.
Ресурсосбережение при высвобождении производственных мощностей на
валанжинских промыслах подразумевает продолжение их использования для
подготовки ачимовского газа с сокращением номенклатуры промыслового
оборудования при вводе новых установок. Анализ загрузки технологического
оборудования валанжинских промыслов показывает, что с 2026 года на УКПГ-
1АВ высвобождается один цех низкотемпературной сепарации. Но подача в него
совокупного пластового флюида ачимовских залежей из-за высокого
содержания в нем тугоплавких парафинов невозможна без отделения от газовой
фазы парафинистого конденсата. Для этого, а также с целью сокращения
капитальных и эксплуатационных затрат с учетом территориального
расположения ачимовского участка 3А и УКПГ-1АВ, автором вместо
запланированной ачимовской установки комплексной подготовки газа с ДКС
предложено строительство здесь установки предварительной подготовки газа
УППГ. Отсюда парафинистый нестабильный конденсат по отдельному
трубопроводу направляется на установку стабилизации конденсата, а
отсепарированный газ поступает для окончательной подготовки и
компримирования на УКПГ-1АВ. Моделированием установлено, что снижение
давления сепарации на УППГ с 10 до 2 МПа незначительно влияет на извлечение
углеводородов С5+ в нестабильный конденсат (рисунок 4 (а)).

35012,1
30012,0
Массовая доля, %
Выход С5+, г/м3

11,9
11,8
11,7
5011,6
011,5
23456789102345 6 7 8910
Давление, МПаДавление, МПа
335300250335300250
200150115200150115
Конденсатосодержание, г/м3Конденсатосодержание, г/м3

а)б)

Рисунок 4 – Зависимости извлечения углеводородов С5+ в нестабильный
конденсат (а) и содержания этана в газе от давления сепарации и
конденсатосодержания совокупного пластового флюида на УППГ
До давления 4,0 МПа происходит рост концентрации этана в
отсепарированном газе, и величина этого параметра стабилизируется при
дальнейшем снижении давления (рисунок 4 (б)).
Анализ материально-компонентных балансов системы «УППГ – УКПГ-
1АВ» показывает, что наибольшую массовую долю и максимальное извлечение
этана из пластового газа в газ сепарации обеспечит совместная подготовка при
давлении в низкотемпературном сепараторе 3,0 МПа. Изменение
конденсатосодержания ачимовского совокупного пластового флюида
практически не влияет на соотношение ачимовского и валанжинского газов,
обеспечивающих массовую долю этана 11 %. Снижение давления на УППГ с 8
до 2 МПа приводит к росту массовой доли этана в смесевом товарном газе до
0,25 %. Для увеличения содержания этана еще на 0,2 % необходимо повысить
температуру дегазации конденсата до плюс 30 °С.
В зависимости от входного давления на УКПГ-1АВ предварительно
отсепарированного ачимовского газа предусматриваются четыре этапа
совместной подготовки этансодержащего газа. На первом этапе по мере
снижения давления газа с УППГ до 9,0 МПа подготовка осуществляется в
отдельном технологическом цехе низкотемпературной сепарации с
последующей подачей товарного газа в МПК. На втором этапе, когда входное
давление ачимовского газа снижается до 7,3 МПа, этот газ смешивается с
компримированным валанжинским газом. Далее газовая смесь проходит
подготовку низкотемпературной сепарацией в технологических цехах УКПГ-
1АВ. Для окончательного компримирования подготовленный этансодержащий
газ направляется на 2-ю ступень сжатия ДКС рядом расположенной сеноманской
УКПГ-1АС. После компримирования подготовленный газ направляется в МПК.
Для разделения товарного этансодержащего и сеноманского газов последний для
окончательной подготовки направляется на соседний сеноманский промысел.
На третьем этапе при снижении входного давления с 7,3 до 2,7 МПа
производится смешивание ачимовского и валанжинского газов после первой
ступени компримирования. Газовая смесь подается на вторую ступень сжатия
валанжинской ДКС, а затем в оба цеха низкотемпературной сепарации УКПГ-
1АВ. На четвертом этапе при снижении входного давления ниже 2,7 МПа
смешивание отсепарированного валанжинского и ачимовского газов
осуществляется перед валанжинской ДКС и далее проходит подготовку
аналогичную этапу три.
Для реализации этих технических решений потребуется строительство
трубопровода между УКПГ-1АС и УКПГ-1 для транспортировки сеноманского
газа. Сокращаются затраты на освоение участка 3А и обеспечивается
эффективное использование оборудования УКПГ-1АВ. За счет ачимовского газа
увеличивается производство легкого нестабильного конденсата с оптимизацией
загрузки мощностей Уренгойского ЗПКТ.
Рациональным решением раздельной подачи этансодержащего и
сеноманского газа по межпромысловому коллектору на ГКС является
формирование подсистем транспортировки потоков газа с низким (сеноманский)
и высоким (ачимовский и валанжинский) содержанием этана. Для создания
подсистем используются трубопроводы, соответственно, западного и восточного
коридоров МПК и системы трубопроводов транспортировки газа на ГКС.
Формирование подсистем транспортировки газа потребует изменения
направления транспорта газа с помощью переключений потоков на крановых
узлах. В перспективе при снижении добычи газа из газоконденсатных залежей
Уренгойского месторождения недостающий объем этансодержащего газа для
газопереработки возможно компенсировать продукцией валанжинских залежей
Заполярного и Ямбургского месторождений. Эти месторождения соединены с
МПК Большого Уренгоя магистральными газопроводами. В настоящее время
разработанные в диссертации решения по обеспечению раздельного транспорта
этансодержащего газа для объектов газопереработки и газохимии приняты к
реализации в проекте реконструкции межпромыслового коллектора.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертационная работа представляет собой итоги результатов
комплексных исследований по созданию и реализации принципиально новых
ресурсосберегающих технологий подготовки скважинной продукции
ачимовских залежей и межпромыслового транспорта товарного газа
Уренгойского комплекса.
Совокупный пластовый флюид ачимовских промыслов отличается
высоким содержанием этана, что позволяет рассматривать товарный газ в
качестве ценного сырья для дальнейшей газопереработки. В диссертации
обоснован и предложен метод определения прогнозного состава совокупного
пластового флюида, поступающего на УКПГ ачимовской залежи. Основным
преимуществом предлагаемого метода по сравнению с существующими
является возможность прогнозирования компонентно-фракционного состава
совокупного пластового флюида с 10-ти градусными фракциями, что повышает
точность расчетов фазового поведения углеводородов. На примере УКПГ-22
Уренгойского НГКМ в долгосрочной перспективе прогнозируется увеличение в
совокупном пластовом флюиде массовой доли этана с 8,7 до 10,6 %.
Порезультатамтехнологическогомоделированиявыведены
аналитические зависимости выхода углеводородов из совокупного пластового
флюида в нестабильный конденсат и массовой доли этана в товарном газе от
термобарических параметров в НТС. Обоснован технологический режим
процесса низкотемпературной сепарации, который по сравнению с проектными
решениями увеличивает массовую долю этана в товарном газе на 0,2-0,3 %, а
содержание данного компонента достигает 11,8-12,2 %. Разработана и
запатентована технологическая схема низкотемпературной сепарации с
многостадийным дросселированием газа и подключением КЦ по схеме «ДКС –
УКПГ – ДКС». Преимуществом этой ресурсосберегающей технологии,
обеспечивающей максимально достижимую массовую долю этана, является
возможность варьирования давлением в НТС с учетом его производительности
при различных входных и выходных давлениях на УКПГ.
Ресурсосберегающие технологии подготовки газа и конденсата включают,
в том числе, оптимизацию расхода ингибитора гидратообразования. Анализируя
процесстечениягазожидкостнойсмесивэжектореустановки
низкотемпературной сепарации впервые установлено, что температура в нем
достигает минус 120 °С при скорости потока более 500 м/с, чем объясняется
отсутствие гидратоотложений в эжекторе. В работе разработаны
рециркуляционные способы использования метанола: первый – с применением
эжектора для подачи жидкой фазы из промежуточного сепаратора в НТС, второй
– в комплексе с водной экстракцией пластовой водой ингибитора
гидратообразованияизнестабильногоконденсата.Предложенные
технологические решения сокращают расход метанола на УКПГ-22 на 48 % и
защищены двумя патентами РФ. Внедрение рециркуляционного способа
использования метанола с применением эжектора для подачи жидкой фазы из
промежуточного сепаратора в НТС обеспечило получение экономического
эффекта 16,8 млн рублей в 2017-2018 гг.
Особенностью текущего состояния разработки Уренгойского комплекса
является снижение объемов добычи пластового флюида из валанжинских
залежей и высвобождение существующих технологических мощностей
низкотемпературной подготовки газа и конденсата. В этой связи разработаны
технологические решения по совместной подготовке ачимовского и
валанжинского пластовых флюидов на высвобождающихся мощностях
валанжинского УКПГ-1АВ, что позволит отказаться от строительства
ачимовской УКПГ-30 с двумя КЦ ДКС.
В настоящее время из-за смешивания в МПК газов всех промыслов
Уренгойского комплекса массовая доля этана кратно снижается перед подачей
на ГКС. Предложено формирование двух подсистем трубопроводов в МПК одна
из которых предназначена для товарного газа сеноманского комплекса, а вторая
для товарного газа ачимовского валанжинского и ачимовского комплексов, что
сохранит высокую массовую долю компонента для газоперерабатывающих
предприятий, достигнутую при подготовкеэтансодержащегогаза
Уренгойского НГКМ. В перспективе при снижении добычи газа из
газоконденсатных залежей Уренгойского месторождения недостающий объем
этансодержащего газа для газопереработки возможно компенсировать
продукцией валанжинских залежей Заполярного и Ямбургского месторождений,
которые соединены с МПК Уренгойского комплекса магистральными
газопроводами.
Таким образом, в рамках диссертационной работы созданы
ресурсосберегающиетехнологическиерешенияпоподготовкеи
межпромысловому транспорту товарного газа с высокой массовой долей этана
для газоперерабатывающих предприятий. Результаты промысловых испытаний
и технико-экономические расчеты подтвердили эффективность технологических
решений по совершенствованию систем подготовки и межпромыслового
транспортаскважиннойпродукцииачимовскихпромыслов
Уренгойского НГКМ.
Предлагаемые технико-технологические решения могут быть применены
на многопластовых месторождениях с аналогичным компонентно-фракционным
составом пластового газа.