Альтернативный способ подготовки газа к транспортировке на истощенных месторождениях Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Альтернативный способ подготовки газа к транспортировке на истощенных месторождениях

I

А.М. Шендрик, начальник оперативно-производственной службы ГПУ «Шебелинкагаздобыча» (Украина)

Одной из значительных проблем газовой промышленности Украины является подготовка к транспортировке газа истощенных месторождений. Падение пластовых давлений и дебитов скважин делают невозможной организацию низкотемпературной сепарации пластового газа на пунктах его первичного сбора и подготовки. Это требует дополнительных оборудования и эксплуатационных затрат. В условиях падения добычи газа на истощенных месторождениях это существенно снижает экономическую эффективность газодобывающих предприятий.

В работе рассматривается новый подход к технологии подготовки газа в условиях разработки истощенных месторождений, возрастания удельных затрат на «классическую» подготовку газа и соответственного снижения экономической эффективности добычи газа. Предложен новый способ очищения природного газа, который является важной составляющей подготовки сжатого газа и дает возможность повысить прибыльность добычи газа на истощенных месторождениях.

Требования к подготовке газа для транспортировки контейнерным способом значительно ниже, чем для трубопроводного транспорта, и могут быть удовлетворены барическим способом подготовки сжатого газа. Использование барического способа вместе с контейнерным способом транспортировки сжатого газа обладает большими перспективами при разработке истощенных месторождений. Возникновение мировых систем добычи, транспортировки и реализации газа требует внедрения соответствующих технологий, одной из которых может стать барический способ подготовки газа.

__Ключевые слова:

барический способ подготовки, контейнерный способ транспортировки, динамичные системы газоснабжения, компрессорные блоки, SCADA-системы.

настоящее время мировая газодобывающая промышленность находится на пике развития. Основные континентальные газоносные бассейны разведаны, ведется их разработка. Проведена оценка мировых запасов природного газа, сформированы рынки потребления газа и газотранспортные магистрали, разработаны

и усовершенствованны технологии добычи и транспортировки газа. Все это делалось исходя из тех тенденций и процессов, которые сопровождали становление газовой промышленности, открытие крупных газовых месторождений (на Украине Шебелинское, в России Уренгойское), формирование стратегических потребителей газа,

появление необходимости быстро и надежно организовывать транспортировку гигантских объемов газа.

Открытие таких современных гигантских месторождений как Штокма-новское, Северное/Южный Парс дало толчок к новым технико-экономическим решениям в газотранспортной системе. Строятся новые газопроводы и формируются новые газовые рынки, разрабатываются новые технологии добычи газа.

Все это больше направлено на обеспечение обслуживания крупных месторождений и газовых рынков. Но существует еще и значительный потенциал малодебитных, линзовых и истощенных месторождений, которые экономически нецелесообразно подключать к магистральным газопроводам и где впоследствии не будет смысла использовать дожимные компрессорные станции в связи со снижением объемов транспортируемого газа.

Кроме того, рост динамики разведки, обустройства и разработки газовых месторождений (как новых, так и старых), развитие финансовых и сырьевых рынков, формирование новых гигантских газотранспортных потоков выдвигают принципиально новые требования к эффективности современной газовой промышленности, образуя динамичные рынки услуг по добыче, поставке и реализации газа.

Поэтому разработка новых способов и подходов к подготовке и транспортировке газа в настоящее время очень актуальный вопрос.

Современные условия разработки газовых месторождений требуют рассмотрения процессов добычи, подготовки, транспортировки и реализации газа в комплексе. Сейчас почти весь газ добычи транспортируется через магистральные газопроводы. Поэтому и требования к подготовке газа обусловливаются не потребителем, а газотранспортной системой (отсутствие гидратов при транспортировке, конденсации и накопления

жидкости в застойных зонах газопровода). Но для конечных потребителей эти требования обычно не так критичны, ведь в стационарных условиях всегда есть возможность обогрева оборудования для редуцирования газа или введения ингибитора. И это при условии, что газ действительно влажный. Конечно, это не относится к тем случаям, где нужна дополнительная подготовка (удаление Н28, С02 или других вредных примесей при их наличии), но такие ситуации довольно редки.

Подготовка газа на начальных стадиях разработки месторождений, как правило, не создает проблем - высокие пластовые давления позволяют подавать газ в газопровод без дополнительного ком-примирования, а подготовка происходит за счет обеспечения низкотемпературной сепарации.

Проблема возникает, когда газоносные пласты истощаются настолько, что без дополнительных мер газ невозможно подавать в газопровод. К тому же снижение депрессий газа (из-за снижения давления газа в пласте) приводит к существенному снижению добычи газа. Возникает необходимость в наращивании мощностей дожимных компрессорных станций, использовании специальных систем охлаждения и очистки газа (аммиачные, турбодетандерные и холодильные установки), усовершенствовании систем сепарации. И все это на фоне необходимости ремонтов и замены изношенного и устаревшего оборудования, естественного снижения дебитов скважин и осложнений при разработки истощенных месторождений. Возникает ситуация, когда эффективность капитальных вложений в разработку снижается, а необходимость инвестиций постоянно увеличивается.

Следует отметить, что истощение газовых месторождений сопровождается притоком пластовой воды к забою скважин и накоплением жидкости на забое, а снижение пластового давления

способствует повышению влагосодер-жания газа [1]. Потенциальное влаго-содержание растет с 0,02 до 1 кг/1000 м3 уже при снижении пластового давления с 20 до 1,5 МПа (рис. 1).

Рис. 1. Зависимость влагосодержания метана от термобарических параметров

Вместе с тем снижение давления газа уменьшает его способность растворять в себе высшие углеводороды, которые обычно составляют углеводородный конденсат. Подготовка газа истощенных месторождений осложняется и необходимостью изъятия значительного количества воды, которое обусловливается ухудшением барических условий формирования состава флюида на забое истощенных месторождений.

Обычно подготовка таких насыщенных влагой газов ведется с помощью модернизации сепарационного оборудования и дополнительного охлаждения газа, то есть через термическое воздействие на добытый газ и изменение агрегатного состояния компонентов флюида. Это обусловлено потоковым характером подготовки и транспортировки

газа по газопроводам. При этом в научной литературе практически не рассматривается барический способ очистки газа, который может стать реальной альтернативой для месторождений с незначительными дебитами.

Барический способ очистки газа реализуется за счет особенностей фазовых переходов отдельных составляющих флюида при изменении его давления, а именно - конденсации воды при росте давления газа [2]. Для этого нужно лишь поднять давление газа до 20... 25 МПа, и влага сама сконденсируется в результате фазовой стабилизации примесей при новых барических параметрах. После фазовой стабилизации газа следует лишь дренировать жидкость. Остатки же углеводородных примесей только увеличат калорийность газа, а содержание остаточной влаги в «сухом» газе (при использовании топливного газа с низким давлением) будет настолько несущественным, что она не будет провоцировать гидратообразования. К тому же добавление незначительного количества метанола или обогрев редуцирующего оборудования на входе в сети низкого давления вообще могут решить вопрос качества газа, необходимого для конкретного технологического процесса (приготовление пищи, отопление, парогенерация, плавка стали).

Например, согласно требованиям подготовки газа его влагосодер-жание при давлении 1,5 МПа и температуре -5 °С не должно превышать 0,24 г/м3 (см. рис. 1, позиция 1). Если определить давление газа с аналогичным влагосодержанием при нормальной температуре (20 °С), то оно достигнет 20 МПа (см. рис. 1, позиция 2). Но из рис. 1 видно также, что при температуре газа от -5 до 20 °С необходимое давление подготовки газа растет пропорционально температуре. То есть для качественной подготовки газа [3-5] достаточно компримировать его до давления, которое соответствует

выпадению влаги при термобарических условиях транспортировки или потребления. Таким образом, в нашем случае вся сложная система подготовки газа с его дросселированием, промежуточным охлаждением, нагревом ингибиро-ванием и компримированием заменяется на управляемый процесс стабилизации флюида в необходимых термобарических условиях.

С учетом особенностей современных технологий и существующего оборудования наиболее приемлемой является контейнерная перевозка газа. Это связано с необходимостью определенной минимальной выдержки газа при высоких барических параметрах и незначительными дебитами истощенных скважин. Следует отметить, что все необходимое для реализации этого способа уже существует - газовые контейнеры высокого давления, газовые компрессоры, которые в состоянии поднять давление газа с почти 0,01 до 20.. .25 МПа, средства транспортировки (автомобильные, железнодорожные и морские), международные стандарты как для контейнеров, так и для компрессоров. Все это создано для сжатого

метана. Разница лишь в том, что для заправки автомобилей используют очищенный газ, а в нашем случае можно использовать сырой газ непосредственно из скважин.

Неотъемлемой частью добычи газа с малодебитных скважин является эффективная организация процесса отбора газа, мониторинг работы скважин и обеспечение оптимального использования всего газодобывающего оборудования. Особенно это важно для истощенных месторождений. С этой целью на Украине ведутся интенсивная разработка и внедрение технологий управления работой скважин с периодическим отбором газа (СПОГ) [6]. Цель - организация мониторинга работы СПОГ и их эффективной эксплуатации в пределах месторождения. Было запатентовано устройство для индивидуального автоматического отбора газа скважины [7], а также разработан и создан комплекс автоматического отбора (КАОГ) на входе шлейфа к установке комплексной подготовки газа, который позволяет проводить мониторинг и управление работой скважины (рис. 2).

Датчик давления ЭКМ

Счетчик циклов переключения

Управляемый запорный орган

•ж®!:;:;:; ;•;•;. г:-«:;.:-®;

Рис . 2. Комплекс автоматического отбора газа на основе аналогового электроконтактного манометра (ЭКМ)

Компрессор

Т[-Гт В газопровод

В газопровод

Г

Запорный орга управляемый

-Сд ¡^Л ¡»ЕЛ

гО

гО-

I I I

гО-

\ Датч

Датчик давления

Блок сбора и анализа данных, управления работой СПОГ

Рис. 3. Схема автоматизации работы группы скважин с использованием компрессора

В настоящее время уже были проведены исследования работы СПОГ с помощью КАОГ на базе электроконтактных манометров в качестве устройства контроля и управления процессом отбора газа, которые позволили подтвердить эффективность технологии и ее значительный потенциал. Но при проведении исследований были выявлены недостатки аналоговой системы автоматизации КАОГ, для устранения которых было предложено использование цифровых технологий. Применение цифровых датчиков в перспективе позволит наладить дистанционный контроль за работой СПОГ и создать технологию так называемого «пилотирования» отбора газа СПОГ с созданием электронных архивов объективных данных о работе фонда скважин месторождения. Это в перспективе сформирует базу для создания систем SCADA на истощенных газовых месторождениях.

Отдельным вопросом становится использование компрессорного оборудования для СПОГ на истощенных месторождениях. В условиях падения пластовых давлений газа применение до-жимных компрессорных станций (ДКС) в целом положительно влияет на работу скважин месторождения, но не позволяет оптимизировать работу СПОГ. Это связано со значительной подвижностью газодинамических параметров таких скважин и невозможностью их работы в группе со скважинами установившегося отбора газа (СУОГ). Для увеличения депрессий на СПОГ было предложено использование индивидуальных компрессоров на входе шлейфов таких скважин к установкам подготовки газа (УПГ). Опыт использования компрессорных блоков показал, что прямое подключение компрессоров к СПОГ делает их работу неэффективной, ведь истощение активной зоны фильтра таких

скважин проводило не только к их остановке, но и к остановке компрессора.

Для обеспечения эффективной работы СПОГ и компрессорных блоков была разработана схема автоматизации совместной работы группы скважин и компрессора (рис. 3). Такая система позволяет контролировать работу целой группы СПОГ и СУОГ с использованием компрессора как средства влияния на депрессию скважин, а также вести отбор газа практически независимо от барических параметров работы выходного газопровода.

Такие установки могут стать фундаментом новой системы подготовки и транспортировки газа, которая основана на барической первичной очистке газа и контейнерном принципе транспортировки газа (рис. 4). Это особенно актуально для газовых и нефтяных месторождений с низкими пластовыми давлениями и сравнительно небольшими дебитами скважин, ведь большинство сепарационного оборудования

рассчитано на работу в условиях низкотемпературной сепарации и скоростей движения газа, достаточных для инерционного извлечения жидкости из него. Барический способ вообще не зависит от скорости газовых потоков и почти не зависит от температуры газа. А при условии использования газомотокомпрессоров система сбора и транспортировки газа может быть вообще автономной. Одним из таких технических решений можно назвать создание передвижной установки отбора, подготовки, транспортировки и выдачи газа [8]. Расположенные на автомобильном шасси все элементы сбора (ресиверы), компри-мирования (компрессор), дренирования жидкости, одоризации и ингиби-рования позволяют отбирать газ даже с единичных скважин в любом режиме и в последующем перевозить продукт, готовый как для бытового потребления, так и для заправки автомобильного транспорта (рис. 5).

¥

гО-

Й-

Запорный орган

управляемою Г "ВД

гО-

гО-

Ж.

Датч

ик

давления

\ Замерный участок

Компрессор

ГРС

ТЯГ

у Блок сбора и анализа данных, управления работой СПОГ

Газ к ГРС или метановозу

ГРС газоснабжения населенных пунктов

ГРС газоснабжения промышленных предприятий

Рис. 4. Схема организации подготовки газа барическим способом для конечного потребителя

Вторым примером использования технологии барической подготовки может быть система поставки потребителям высоконапорного газа [9], например, для заправки автомобилей (рис. 6). При достаточной продуктивности скважины и незначительном расстоянии от потребителя шлейфы можно использовать как ресиверы для сбора и аккумуляции газа, а также для стабилизации фазового состояния и дренирования его примесей.

Дренажное устройство (дрип) в этом случае используется больше для сбора и удаления влаги, чем для сепарации, а компрессор - для поднятия давления до требуемых 20...25 МПа. Такую схему можно использовать как для одной скважины, так и для целой группы.

Интересной особенностью таких схем сбора и подготовки газа является возможность наиболее эффективно использовать его пластовую энергию, ведь

на входе в компрессор нет дросселирующего оборудования и он работает с газом, давление которого максимально для данных условий отбора. Поэтому энергетическая эффективность компримиро-вания для такой системы максимальна. В мире уже существуют системы контейнерной перевозки очищенного ком-примированного природного газа (КПГ). Одним из ярких примеров такой системы является «Виртуальная труба» фирмы Galileo (рис. 7). Согласно технологии, разработанной в фирме, очищенный газ берут из газопровода, проводят его ком-примирование и закачку в специальные транспортные модули - маты, емкостью до 10 тыс. м3 каждый. Транспортные блоки-контейнеры высокого давления собраны из большого числа баллонов небольшого объема. Маты расположены на автомобильном шасси. Это позволяет организовать систему газоснабжения отдаленных районов без прокладки

Рис . 5. Передвижная установка отбора, подготовки, транспортировки и выдачи газа: 1 - базовая платформа; 2 - блок распределения газа автомобилям и самому автозаправщику; 3 - дренажный блок; 4 - емкость ингибитора; 5 - блок одоризации; 6 - газовый компрессор; 7 - запорная арматура; 8 - предохранительная арматура;

9 - задвижки компримирования собственного газа резервуаров высокого давления;

10 - резервуары высокого давления (ресиверы); 11 - устройство дренажных задвижек; 12 - редуктор газа; 13 - счетчик газа; 14 - сливная задвижка; 15 - дроссель

Компрессор

Скважина,

Одоризационный бачок

Дренажная емкость

Метанольный

бачок

Шлейф-газопровод

Регулятор давления

20 МПа

Топливные колонки

Рис. 6. Схема стационарной установки барической подготовки газа

газопроводов. Использование технологии «Виртуальная труба» позволило организовать бытовое газоснабжение в Доминиканской республике и организовать сеть автомобильных метановых заправок.

Технология барической очистки газа при сочетании с контейнерной перевозкой высоконапорного метана, современными средствами коммуникаций и компьютеризации открывает перспективы создания динамичных систем разработки истощенных, малопродуктивных

и линзовых газовых месторождений. Появляется возможность создания динамичных систем транспортировки газа и динамичных газовых рынков, особенностью которых является уменьшение зависимости от географии трубопроводной ГТС, способность реакции на значительные (в течение суток, месяца, года) колебания объемов добычи, транспортировки и потребления газа. Это особенно важно для небольших операторов газового рынка и малых газовых месторождений.

Транспортировка КПГ к АГНКС

Бытовой потребитель

Промышленный потребитель

Рис. 7. Технология «Виртуальная труба» фирмы Galileo

Рис. 8. Схема организации взаимодействия систем добычи, транспортировки и потребления газа

Широкое применение средств автоматизации и связи при планировании и управлении процессами не только добычи газа, но и его перевозки, позволяет эффективно корректировать режимы работы газодобывающих и газотранспортных систем в соответствии с динамикой газового рынка, менять и оптимизировать газовые потоки, привлекать дополнительных потребителей и расширять географию сетей газоснабжения (рис. 8). Кроме того, перевод потребителей с других видов топлива на более экологичный природный газ имеет большое природоохранное значение.

Модернизация современных европейских предприятий с целью энергосбережения производственных процессов и уменьшения вредных выбросов в атмосферу с одной стороны и развитие промышленности Китая и Индии с другой становятся причиной снижения спроса газа на одних предприятиях и увеличения на других. В таких условиях пути транспортировки газа претерпевают значительные изменения. Внедре-

ние средств телекоммуникации и мобильной связи создает хорошие перспективы не только для оптимизации работы газодобывающих предприятий, но и для организации гибкой системы транспортировки и реализации газа, что в условиях мирового финансового кризиса может стать решающим фактором для сохранения конкурентоспособности предприятий.

Таким образом, для большинства истощенных и малодебитных газовых месторождений с низкими пластовыми давлениями классическая подготовка газа к транспортировке требует значительных материальных затрат и снижает прибыльность добычи голубого топлива. При снижении объемов добычи газа месторождений поздней стадии разработки себестоимость подготовки газа растет.

Требования к подготовке газа для транспортировки определяются не конечным потребителем, а трубопроводной газотранспортной системой. Использование контейнерного способа перевозки значительно снижает требования

к подготовке природного газа при условии дифференцированного подхода (учет реального влагосодержания, фактических условий использования и технических возможностей бытовых газовых сетей).

Использование барического способа подготовки газа является действенной альтернативой классическим способам очистки и наиболее приемлемо для истощенных, малопродуктивных и линзовых газовых месторождений. Этот способ с технологией контейнерной перевозки имеет значительный технико-

экономический потенциал в создании динамичных систем разработки, транспортировки и реализации газа с таких месторождений. Для этого нужно иметь только соответствующее компрессорное оборудование и газовый контейнер высокого давления.

Контейнерные системы транспортировки газа для бытовых сетей газоснабжения и сетей автомобильных метановых заправок приобретают все большую популярность в мире и имеют значительный инвестиционный потенциал в России.

Литература

1. Коротаев Ю.П. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Ю. П. Коротаев, Г. А. Зотова, З.С. Алиева. -М.: Недра, 1971. - 208 с.

2. Пат. 34473 Укра!на. (19)ПЛ (11) 34473 (13)и (51) 7 Е21В43/00. Споаб видобутку i пвдготовки природного газу / Фесенко Ю.Л., Фик 1.М., Шендрик О.М: заявники та патентовласники. Фесенко Ю.Л., Фик 1.М., Шендрик О.М. - и200803684; заявл. 24.03.2008; опубл. 11.08.2008, Бюл. № 15.

3. Порядок визначення показниюв якосп газу, що надходить з об'екпв ДК «Укргазвидобування»: СОУ 11.2-30019775-186:2011. - [дае з 01-12-2011]. - К.: ДК «Укргазвидобування», 2011. 35 с. - (Стандарт оргашзацн Украши).

4. Газ природний паливний компримований для двигушв внутршнього згоряння : ДСТУ ГОСТ 27577:2005. - ^е з 01-07-2006]. - К.: Держсопживстандарт Украши 2005. 4 с. - (Стандарт оргашзацн Украши).

5. Гайнуллин Ф.Г. Природный газ как моторное топливо на транспорте / Ф.Г. Гайнуллин, А.И. Гриценко, Ю.Н. Васильев, Л.С. Золотаревский. - М.: Недра, 1986. - 255 с.

6. Пат. 9720 Украша. (19)ПЛ (11)9720 (13)и (51) 7 Е21В43/00. Споаб оптимально! експлуатацн свердловин в умовах критичних параметрiв /Фик 1.М., Шендрик О.М., Синюк Б.Б., Фесенко Ю.Л., Волосник 6.О., Жмурков В.1.: заявник та патентовлас-ник ДК «Укргазвидобування». - и200502469; заявл. 18.03.2005; опубл.17.10.2005, Бюл. № 10.

7. Пат. № 88623 Украша. МПК(2009) Е21В 43/12 Е21В34/00 Пристрш оптимiзацli тиску газу в свердловиш / Фик 1.М., Синюк Б.Б., Фесенко 1.М., Шендрик О.М., Волосник 6.О., Жмурков В.1.: заявник та патентовласник ДК «Укргазвидобування». - и200605290; заявл. 15.05.2006; опубл.10.11.2009, Бюл. № 21.

8. Пат. 38010 Украша. МПК(2006) F17C 5/00 Пристрш для пвдготовки i транс-портування природного газу / Фесенко Ю.Л., Фик 1.М., Шендрик О.М.: заявники та патентовласники. Фесенко Ю.Л., Фик 1.М., Шендрик О.М. - и200803681; заявл., 24.03.2008; опубл. 25.12.2008, Бюл. № 24 .

9. Пат. 38009 Укра!на. МПК(2006) F17C 5/00 В608 5/00 В60Р 3/00 Спосiб заправки автомобшв природним газом / Фесенко Ю.Л., Фик 1.М., Шендрик О.М: заявники та патентовласники. Фесенко Ю.Л., Фик 1.М., Шендрик О.М. - и200803680; заявл., 24.03.2008; опубл. 25.12.2008, Бюл. № 24.