Контрольный опрос. СППНГ Контрольный опрос. Контрольные вопросы Вопрос 12. Современные технологии учета попутного нефтяного газа
 Скачать 434.34 Kb.
|
Валиуллин Дмитрий Ильдарович ГРЗ-18-12 Вариант – 12 Контрольные вопросы Вопрос 12. Современные технологии учета попутного нефтяного газа. В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворенном состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворенного в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. Газовый фактор представляет собой объемное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м3/т. В большинстве нефтяных компаний возможный объем добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) определяется исходя из прогноза добычи нефти. То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф). Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным). Основа достоверного прогноза Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти. Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворенного в нефти, и газа дополнительных источников. Пластовый газовый фактор (Гфп, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различной В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии. Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным). Повышение температуры подогрева нефти в процессе ее подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счет перехода части легких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно. По мере истощения залежи, объем растворенного в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов. При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения. На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке. В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остается стабильным продолжительное время. Как учитывать ПНГ Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль. Если говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося ПНГ, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства Значение учета ПНГ Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.). Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей. Например, система подготовки ПНГ ЭНЕРГАЗ на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания Аганнефтегазгеология - дочерняя компания НК РуссНефть). Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20°С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами - рефрижераторным и адсорбционным. Эта система осуществляет целый ряд операций: • осушка (через адсорбционный осушитель) - отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата; • очистка ПНГ - при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки; • компримирование (через дожимную компрессорную установку) - повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод; • учет (через узел учета) - точное определение объема подготовленного газа; • охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку - чиллер) - до проектных параметров газа. Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции ЭНЕРГАЗ на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения Сургутнефтегаз. Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают 2 технологические задачи: очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод; подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения. Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании Сургутнефтегаз составили по месторождениям Западной Сибири - 99,29%, по Восточной Сибири - 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли. Учету ПНГ - государственный подход Из сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть. Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения. 27. Применяемое оборудование подготовки транспортировки попутного нефтяного газа, его характеристики и методы оптимизации режимов его работы Оборудование для транспортировки газа используют компрессорные станции они используют: • поршневые (долговечны, надежны, металлоемки, не сильно реагируют на изменение давлений на входе и выходе, их можно подключать последовательно и параллельно). • центробежные (высокая производительность, малая металлоемкость, степень сжатия не высока, чувствительны к изменению давления на входе и выходе, их устанавливают на магистрали и ПХГ). • винтовые (степень сжатия чуть меньше, чем у поршневых, высокая производительность, не сильно реагируют на изменение давлений на входе и выходе, но имеют низкую пропускную способность) Так же на практике бывает, что применяют комбинированные установки 42. Методы ликвидации гидратных пробок. Общее требование к проведению работ по ликвидации гидратов. Ликвидация гидратов в газопроводах метод снижения давления с использованием энергии окружающей среды Выбор методов ликвидации гидратов определяется местом их накопления, кол-вом и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации. При частичной закупорке, при ликвидация гидратов используют Г для транспорта ингибитора или теплоносителя и для выноса продуктов разложения гидрата. Полное перекрытие осложняет ликвидацию гидратов, т. к. требуется постоянное удаление жидкой воды и обновление свободной поверхности разложения гидратов. Общие требования к проведению работ по ликвидации гидратов 1. Для предотвращения полной закупорки сечения необходим постоянный контроль за работой оборудования (давление). При увеличении Р > чем в 2 раза следует выяснить причину нарушения режима. 2. При установлении места образования гидратной пробки в первую очередь надо нарушить сплошность гидратов: подогревом ГПр-а, подачей ингибитора и т.д. Сплошную гидратную пробку необходимая разрушить с ее крыльев. Нельзя подогревать или вводить ингибитор в сплошное тело пробки, т. к. разложение гидрата в замкнутом объеме может привести к резкому локальному росту Р и разрыву трубопровода. 3. При ликвидации гидратов при t 0oС, снижение Р на участке с гидратами следует проводить только после подачи соответствующего кол-ва теплоносителя или ингибитора, чтобы исключить снижение температуры до 0oС, исключить замерзание воды. 4. При ликвидации гидратов любым методом, связанным с накоплением воды вместо гидратов, следует удалить воду из участка ГПр-а. При этом воду необходимо отбирать из нижней части ГПр-а на участке с минимальной отметкой. Метод снижения давления с помощью окружающей среды Этот метод один из наиболее доступных методов ликвидации накопившихся гидратов, к-й проводится при отключенном с двух сторон участке. При этом давление на участке снижается до атмосферного за счет выпуска Газа в атмосферу. С уменьшением Р в системе, содержащей гидрат и некое кол-во свободной воды при положительных температурах, начинается диссоциация гидрата с поглощением тепла. Энергия, необходимая для разложения гидрата отбирается от окружающей среды и, в первую очередь, от грунтовой воды, что сопровождается понижением температуры воды. В тот момент, когда температура системы достигает 0 оС, необходимая энергия для диссоциации гидрата обеспечивается за счет тепла, выделяющегося при замерзании свободной воды, и воды, выделившейся из гидрата при снижении его температуры от начальной до 0оС. 65. Конструкция многофункциональных аппаратов ГП-365 Многофункциональный аппарат типовой конструкции ГП-365 представляет собой колонну высотой 16 м и диаметром 1,2 м, которая функционально разделена на три секции: сепарации, массообмена и фильтрации и улавливания гликоля. Первая по ходу газа секция сепарации состоит из сепарационной тарелки, оснащенной 86 прямоточными центробежными элементами диаметром 60 мм (типа ГПР-202). Массообменная секция состоит (в проектном варианте) из пяти контактных ступеней, каждая из которых включает в себя ситовую контактную тарелку и сепарационнную с прямоточными сепарационными элементами. Ситовая тарелка с отверстиями Следовательно, при длительной эксплуатации месторождений сепарация газа должна осуществляться при более низких температурах. На практике, наоборот, при длительной эксплуатации установок НТС температура сепарации постоянно повышается при одновременном облегчении состава К установкам и устройствам для получения холода относятся: штуцера или дроссели адиабатического расширения газа; холодильные машины абсорбционного и парокомпрессионного типов; расширительные машины (детандеры поршневые или центробежные) для дросселирования газа с совершением внешней работы. Дросселирование или расширение газа на установках подготовки может осуществляться с помощью специальных сопел – эжекторов, которые позволяют одновременно дросселировать основной поток газа и утилизировать потоки низконапорных газов. Дроссели, предназначены для регулирования режима работы скважин путем изменения площади кольцевого прохода. Для получения холода используют стандартные штуцера или дроссели, подбор размеров, которых основан на принципе критического истечения газа через них (адиабатическое расширение газа без совершения внешней работы). В среднем для дросселирования температура снижается на 3-4 градуса на 1МПа. В процессе разработки месторождения, в связи с падением пластового давления, эффективность установки НТС с использованием дросселя снижается. Качественная подготовка газа к транспорту и извлечение целевых компонентов сохраняется на приемлемом уровне первые 10 - 12 лет, и то при условии оптимальных отборов газа. При падении входного давления на сепараторе и поддержании его на прежнем уровне, температура сепарации начнет расти.Для поддержания ее на прежнем уровне необходимо вводить в установку НТС дополнительные технологические аппараты. Рассмотрим основные варианты продления использования установки НТС при падении давления на устье скважин: 1) Наряду с охлаждением в теплообменнике «газ – газ» приходится предусматривать систему внешнего охлаждения. Так а южных месторождениях используют систему «газ – вода», а на северных месторождениях АВО. Однако более эффективным является внешнее охлаждение, а не компримирование с последующим охлаждением; 2) Другим методом продления срока эксплуатации установки НТС является подключение ДКС к голове технологической линии, т.е после первой ступени сепарации с последующим охлаждением газа на АВО; 3) Отказ в пользу изоэнтропийного охлаждения. Эжекторы, (рисунок 2) предназначены для эжектирования низконапорного газа высоконапорным. На установках НТС газа эжекторы применяют вместо штуцеров (дросселей) перед низкотемпературным сепаратором. Холодильные машины используют, когда хладопроизводительность дросселируемого газового потока перестаёт обеспечивать проектный температурный режим технологического процесса промысловой подготовки газа. В испарителе кипящий в межтрубном пространстве аппарата хладоагент (аммиак, пропан и т.д.) охлаждает природный газ, проходящий по трубкам. Пары хладоагента из испарителя направляются на конденсацию (снижение) компрессионным или абсорбционным методом. Охлажденный до необходимой температуры сепарации природный газ из испарителя направляется на сепарацию в НТС. Холодильные машины используют также для охлаждения газа на компрессорных станциях для увеличения подачи газа по магистральным газопроводам. |
Рабочий газовый фактор (Гфр, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.
Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора.
Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти.
Газ дополнительных источников разделяется на:
• газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
• газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).
Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.
Изменение газового фактора
Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).
Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны.
Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.
Можно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.
Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото) вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.
Специализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С10+ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа - либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.
Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико- химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.
Основные результаты реконструкции УКПГ. Опыт эксплуатации многофункциональных аппаратов на Уренгойском месторождении показал, что через 34 месяца после ревизии и пуска имел место повышенный унос гликоля с осушенным газом. Это объяснялось большой жидкостной нагрузкой на верхнюю фильтрующую секцию аппарата, достигающую 1,5-
2,0 кг/1000 м3.
Вследствие высокой жидкостной нагрузки и загрязненности циркулирующего абсорбента механическими примесями фильтрующий материал (нетканое техполотно) интенсивно ими забивается. Забивание мехпримесями фильтрующего материала снижает его дренирующую способность, уменьшает поверхность фильтрации и тем самым обусловливает возникновение в отдельных локальных точках высоких линейных скоростей, что вызывает срыв и унос газом капель гликоля.
Обычно после ремонта перепад давления на фильтрующей секции составляет
2-3 кПа, а к концу межремонтного срока этот показатель может достигать 20-
30 кПа при том же расходе газа. При этом начальная величина уноса составляет 2-3 г/1000 м3, а конечное значение выше на порядок и более, вплоть до массового уноса.
В целях снижения жидкостной нагрузки было предложено разместить на месте верхней контактной тарелки секцию из сетчатых барабанов- отбойников. Испытания, проведенные на одной из технологических линий
УКПГ-9, показали, что жидкостная нагрузка на фильтрующую секцию снизилась до 100-150 г/1000 м3 обрабатываемого газа. Аппарат проработал без ревизии фильтров-патронов более двух лет, Хорошие результаты промысловых испытаний дали основание для широкомасштабного внедрения разработки на всех УКПГ Уренгойского месторождения, что позволило в свое время существенно снизить потери гликоля по месторождению в целом и обеспечить их средние значения на уровне 15-20 г/1000 м3 газа. Эта разработка, получившая в своих модификациях наименование "Фильтр-
Вопрос 57. Какие посторонние источники холода, возможно,
применять на установках НТС.
Общие сведения о НТС
Низкотемпературной сепарацией (НТС) называют процесс извлечения жидких углеводородов из газов путем однократной конденсации при пониженных температурах с разделением равновесных газовой и жидкой фаз.
Снижение температуры газа при его подготовке достигается за счет изоэнтальпийного (с использованием эжектора, дросселя) или изоэнтропийного (с использованием турбодетандера) расширения газа, применения аппаратов воздушного охлаждения. Эффективность работы установок НТС зависит от состава газа, давления и температуры процесса, числа ступеней конденсации, характеристики оборудования и т.д.
Первая промышленная установка низкотемпературной сепарации
(HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950, в CCCP в 1959
(месторождение Ленинградское в Краснодарском крае). Технология низкотемпературной сепарации пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (С5+В) до 97%, а также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа.
Факторы, влияющие на процесс НТС
На эффективность работы установок НТС большое влияние оказывают состав сырьевого газа, температура, давление, эффективность оборудования и число ступеней сепарации.
Состав сырьевого газа. Чем тяжелее состав исходной смеси (чем больше средняя молекулярная масса газа), тем выше степень извлечения
Для тощих исходных смесей для повышения степени извлечения жидких углеводородов иногда используют метод сорбции в потоке, т.е. осуществляют впрыск в поток исходной смеси стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей на некотором расстоянии от сепаратора.
Таким образом производится утяжеление смеси, а следовательно, и по- вышается степень извлечения компонентов С3 и выше.
Влияние температуры. Температуру на установках НТС выбирают исходя из необходимой точки росы для транспортировки газа по трубопроводу в однофазном состоянии.
Для легких газов (средняя молекулярная масса не более 22, средняя молекулярная температура кипения минус 156-1330С) снижение температуры сепарации от 0 до минус 400С обеспечивает существенный рост степени извлечения конденсатообразующих компонентов.
Для жирных газов (средняя молекулярная масса более 22, средняя молекулярная температура кипения больше минус 133*С) влияние температуры на степень извлечения жидких углеводородов мало.
Влияние давления. Давление сепарации определяется давлением магистрального трубопровода и в пределах обычно используемых давлений
(5-7.5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов С5 и выше.
Более важен свободный перепад давления, позволяющий достигать низких температур сепарации.
В период снижения пластового давления эффективность работы установок НТС поддерживается на прежнем уровне за счет ввода дожи много компрессора и внешнего холодильного цикла.
Эффективность оборудования. На эффективность работы установок
НТС влияет используемый источник холода. В процессе длительной
(расширение в детандерах) позволяет эффективнее использовать свободный перепад давления и при одном и том же перепаде давления потока достигать более низких температур сепарации.
На более поздних стадиях эксплуатации скважин, когда свободный перепад давления практически отсутствует, на эффективность работы установок ИТ С будет оказывать влияние выбранный хладагент, его расход в испарителе и поверхность теплообмена.
Число ступеней сепарации. На газоконденсатных месторождениях при подготовке к транспортировке используют двух- и трехступенчатые схемы
НТС.
При одинаковых параметрах (давление и температура) последней ступени охлаждения чем меньше число ступеней сепарации. тем больше выход жидкой фазы и тем меньше содержание углеводородов С5 и выше в товарном газе. Но при одноступенчатой сепарации чрезмерно высоки потери компонентов газа с углеводородным конденсатом. Увеличение ступеней сепарации повышает четкость разделения газовой и жидкой фаз.
Гидратообразование. Снижение температуры газа приводит к конденсации водяных паров. Наличие в газе жидкой воды может привести к образованию гидратов углеводородов. Гидраты забивают трубки теплообменников и коммуникации установок НТС, что может привести к нарушению нормальной работы установки и даже к ее аварийной остановке.
Для предотвращения гидратообразования в поток газа подают ингибиторы, в качестве которых используются водные растворы гликолей и метанола.
По мере длительной эксплуатации скважин эффективность работы установок НТС снижается по двум причинам:
-уменьшение свободного перепада давления вследствие снижения пластового давления;
-облегчение состава газа.