CC BY
325
Ключевые слова:
Уренгойский нефтегазоконденсатный комплекс, газ горючий природный, нестабильный конденсат, физико-химические исследования, хроматографический анализ, показатели качества, технические условия, компонентный состав, компонентнофракционный состав.
Keywords:
Urengoy oil, gas,
condensate complex,
combustible
natural gas,
unstable condensate,
physical-
chemical study,
chromatographic
analysis,
quality data,
technical conditions,
component
composition,
component-fraction
composition.
УДК 622.276+661
А.И. Ларюхин, Л.Н. Еремина, Р.А. Митницкий
Мониторинг физико-химических характеристик углеводородов для контроля и совершенствования добычи, подготовки и транспортировки продукции Уренгойского нефтегазоконденсатного комплекса
В настоящее время на месторождениях Уренгойского нефтегазоконденсатного комплекса (УНГКК) в промышленной эксплуатации находятся 16 газовых и 6 газоконденсатных промыслов, 2 нефтепромысла, 31 цех дожимных компрессорных станций, проложены тысячи километров газопроводов и организован бесперебойный транспорт коммерческого газа до межпромыслового коллектора с постоянной оценкой физико-химических характеристик и показателей качества углеводородной продукции месторождений (газа, нестабильного конденсата, нефти).
Анализ состава продуктов добычи и подготовки сырья выполняется методами газовой хроматографии в отделе физико-химических исследований Инженернотехнического центра (ИТЦ) филиала ООО «Газпром добыча Уренгой». Отдел в составе Испытательного центра ИТЦ аккредитован Федеральной службой по аккредитации на техническую компетентность с 1997 г.
Мониторинг состава и свойств природного газа и нестабильного конденсата проводится с целью паспортизации для подтверждения качества товарной продукции требованиям нормативной документации [1, 2]. Результаты используются при проведении научных и комплексных промысловых исследований на объектах Общества с целью контроля и совершенствования технологических процессов добычи и подготовки углеводородного сырья.
Первые хроматографические анализы природного газа и нестабильного конденсата выполнялись на хроматографах ЛХМ-80 и «Цвет-500». Анализы проводились методом обратной продувки с определением углеводородных компонентов С1-С6+в и азота. Обработка и расчет полученных хроматограмм выполнялись вручную, что вносило достаточно существенную погрешность при расчете как компонентного состава анализируемой продукции, так и ее физико-химических характеристик (плотность, теплота сгорания), являющихся основой в коммерческом учете добываемых углеводородов.
С 1997 г. определение полного компонентного и компонентно-фракционного составов (КФС) природного газа и нестабильного конденсата проводится на высокоточной современной хроматографической технике - газовых хроматографах 6890N и 7890А (фирма Agilent), Master GC (фирма DANI), «Кристалл 5000», «Цвет-800» -в соответствии с актуализированными методиками измерений.
С 2011 г. физико-химические исследования газа выполняются в соответствии с новыми межгосударственными стандартами по определению физико-химических показателей - ГОСТ 31369-2008 «Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава» и ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов», суть которых состоит в определении полного компонентного состава газа с оцениванием расширенной неопределенности; вычислении теплоты сгорания, плотности и числа Воббе с точностью, отвечающей современным требованиям.
№ 4 (15) / 2013
Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
107
Природный газ месторождений УНГКК добывается из газоносных залежей, залегающих на разной глубине, и разделяется на четыре вида: сеноманский, неокомский, ачимовский и нефтяной попутный.
Газ сеноманской залежи более чем на 99 % мол. состоит из метана и не содержит вредных примесей, доля остальных компонентов, включая постоянные газы и углеводороды до С3, не превышает 0,9 % мол. Молярная доля азота составляет 0,80 %, СО2 - 0,04 %, гелия -0,013 %; водород в газе сеноманской залежи отсутствует. Плотность сеноманского газа практически не меняется по времени и промыслам, составляя в среднем 0,674 кг/м3. Низшая теплота сгорания равна 33,2 МДж/м3.
Природный газ неокомских залежей содержит 88-92 % мол. основного компонента метана и до 12 % мол. остальных неуглеводородных (НУВ) и углеводородных (УВ) компонентов до С8. Молярные доли компонентов находятся на уровне: этана - 5 %; СО2 - 0,15 %; азота - 0,6 %; гелия - 0,011 %; водорода -0,003 %. Плотность газа составляет в среднем 0,737 кг/м3; низшая теплота сгорания равна 36,0 МДж/м3.
Природный газ ачимовских отложений содержит около 88-89 % мол. метана и 11-12 % мол. НУВ и УВ компонентов. Мольное содержание гелия - 0,006 %, водорода - 0,0015 %. Плотность газа составляет в среднем 0,760 кг/м3; низшая теплота сгорания -36,7 МДж/м3.
Подаваемый в межпромысловый коллектор (МПК) нефтяной попутный газ с компрессорных станций нефтяных промыслов (КС-1 НП-1 и КС-2 НП-2) содержит 89-90 % мол. метана и 10-11 % мол. НУВ и УВ компонентов до С8. Молярная доля этана находится на уровне 5,0 %; СО2 - 0,08 %, что в 2 раза превышает его концентрацию в газе сеноманской залежи; молярная доля азота на уровне содержания в газе неоком-ских залежей - около 0,6 %; мольное содержание гелия и водорода составляет 0,010 и 0,003 % соответственно. Плотность - около 0,764 кг/м3; низшая теплота сгорания - 37,0 МДж/м3.
На рис. 1, отражающем плотности газа горючего природного (ГГП) месторождений УНГКК, наглядно представлен преимущественно метановый состав ГГП, различающийся по содержанию этана, азота, диоксида углерода, гелия и водорода.
Молярная доля этана колеблется от следовых количеств в газе сеноманской залежи до 7 % в газе ачимовских отложений; молярная доля СО2 в газе ачимовских отложений составляет 1,0 %, что в 4-5 раз превышает его концентрацию в газе неокомских залежей и в 25 раз -в сравнении с сеноманским газом. Содержание азота в газе ачимовских отложений - 0,2 %, что в разы меньше его концентрации в газах сеноманской и неокомских залежей - 0,8 и 0,6 % соответственно. Содержание гелия в газе сеноманской залежи составляет 0,012 %, неокомских залежей - 0,011 %, ачимовских отложений - 0,006 %. Молярная доля водорода в газе
УКПГ
Природный газ месторождений УНГКК:
I - сеноманский; II - неокомский; III - смесевый; IV - ачимовский; V - нефтяной попутный
Рис. 1. Плотность газа по объектам добычи УНГКК
№ 4 (15) / 2013
108
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
неокомских залежей - 0,003 %, ачимовских отложений - до 0,002 %; в газе сеноманской залежи водород отсутствует.
На рис. 2 представлено молярное содержание компонентов в газе сеноманской, неоком-ских залежей и ачимовских отложений УНГКК.
В табл. 1 приведены усредненные компонентные составы природного газа УНГКК.
С целью контроля качества измерений при анализе проб природного газа проводятся проверка приемлемости измерений молярной доли компонентов и контроль точности с использованием контрольного образца состава природного газа в баллоне под давлением. Расширенная неопределенность результатов измерений соответствует значениям, приведенным в табл. 2 ГОСТ 31371.7.
Качество газа УНГКК, регламентируемое СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия», СТО 05751745-106-2012 «Газ горючий природный попутный. Технические условия», соответствует нормативным требованиям.
В газе установлено отсутствие кислорода и механических примесей, следовые содержания Н28 - менее 0,0001 г/м3 при норме не более 0,007 г/м3; меркаптановой серы - менее 0,0002 г/м3 при норме не более 0,016 г/м3; общей серы - менее 0,0001 г/м3 при норме не более 0,03 г/м3. Содержание диоксида углерода находится в диапазоне от 0,02 % мол. в газах сеноманской и неокомских залежей до 1,0 % мол. в ачимовском газе при норме не более 2,5 % мол.
8
С
[-4
[-4
а
7
6
5
4
3
2
1
0
7.050
Сеноманская залежь Неокомские залежи Ачимовские отложения
Рис. 2. Содержание компонентов в природном газе УНГКК
Таблица 1
Усредненные компонентные составы природного газа УНГКК
№ Компонентный состав, % мол. Сеноманская залежь Неокомские залежи Ачимовские отложения Нефтяной попутный газ
1 Метан 99,113 91,994 88,921 90,556
2 Этан 0,055 4,520 7,050 5,030
3 Пропан 0,001 1,850 2,200 2,230
4 г-Бутан Отсутствует 0,370 0,283 0,520
5 и-Бутан Отсутствует 0,334 0,253 0,580
6 иео-Пентан Отсутствует 0,003 0,001 0,007
7 г-Пентан Отсутствует 0,053 0,037 0,163
8 и-Пентан Отсутствует 0,032 0,025 0,126
9 Гексаны Отсутствует 0,011 0,013 0,074
10 Гептаны Отсутствует 0,003 0,006 0,025
11 Октаны Отсутствует 0,001 0,001 0,001
12 Азот 0,780 0,589 0,222 0,599
13 СО2 0,039 0,226 0,980 0,076
14 Гелий 0,012 0,011 0,006 0,010
15 Водород Отсутствует 0,003 0,002 0,003
№ 4 (15) / 2013
Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
109
Физико-химические исследования нестабильного конденсата (НК) проводятся с использованием газовых хроматографов «Кристалл 5000» и «Цвет-800» в соответствии со СТО Газпром 5.5-2007 «Конденсат газовый нестабильный. Методика определения компонентнофракционного и группового углеводородного состава».
Анализ НК проводится методом прямой разгонки в режиме температурного программирования с определением полного КФС. НК Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) представлен УВ от С1 до С30 и содержит около 17 % мас. основного компонента - октана.
На основании полученных результатов КФС выполняются расчеты плотности конденсата газового нестабильного (КГН) по СТО Газпром 5.1-2005 «Методика определения физико-химических характеристик нестабильных жидких углеводородов. Расчет плотности и объемных свойств». По сравнению с началом разработки плотность НК с ГКП-1А и ГКП-5 (газоконденсатный промысел -
ГКП), рассчитанная при стандартных условиях, уменьшилась на 55 кг/м3, с ГКП-8 - на 35 кг/м3. НК с ГКП-2 и ГКП-11 значительно облегчился: с ГКП-2 за период 1985-2013 гг. плотность уменьшилась на 70 кг/м3; с ГКП-11 -на 40 кг/м3 за период 2004-2013 гг.; плотность КГН с ГКП-22,31 (ачимовские отложения) находится в диапазоне от 680 до 700 кг/м3.
В связи с введением в действие СТО Газпром 5.11-2008, регламентирующего определение серосодержащих соединений, в 2011 г. расширена область аккредитации по определению общей серы, сероводорода и меркаптано-вой серы в нестабильном конденсате. Согласно технологической классификации СТО Газпром 5.11-2008 НК неокомских залежей УНГКК относится к I группе по массовому содержанию общей серы (до 0,0006 %), НК ачимовских отложений - ко II группе (массовое содержание общей серы составляет в среднем 0,013 %).
На рис. 3 представлено массовое содержание общей серы в нестабильном конденсате УНГКК.
В табл. 2 и на рис. 4 приведены усредненные физико-химические характеристики НК УНГКК.
При проведении количественного химического анализа НК проводится контроль качества результатов измерений по ГОСТ Р ИСО 5725-6, используя контроль стабильности среднеквадратического отклонения промежуточной прецизионности и показателя правильности. Погрешность результатов измерений не превышает значений, приведенных в табл. 7.13 СТО Газпром 5.5-2007.
Данные, полученные по полному компонентному и компонентно-фракционному составам природного газа и нестабильного конденсата, в том числе детальная информация по составу тяжелых углеводородов, позволяют точнее
d
с3
S
а
ю
0,020
0,015
0,010
0,005
0,000
■ массовое содержание общей серы в КГН, %
— норма по СТО Газпром 5.11 - не более 0,01 % мае. (I группа)
0,0134
1А 2 5 8 11 22 31
ГКП
Рис. 3. Массовое содержание общей серы в НК УНГКК
№ 4 (15) / 2013
110
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 2
Усредненные физико-химические характеристики НК
Характеристики НК Неокомские залежи Уренгойского НГКМ Неокомские залежи Ен-Яхинского НГКМ Ачимовские отложения
Содержание С,+С2, % мас. 10,252 (25,634*) 4,986 6,132
Плотность при рабочих условиях, кг/м3 616,6 (564,1*) 626,4 688,0
Содержание С6+в, % мас. 47,397 (19,137*) 45,2642 70,789
Диапазон температур кипения последней фракции (F), °С 460-470 460-470 480-490
* Характеристики НК УКПГ-2В.
Компонент, фракция
Рис. 4. Содержание компонентов и фракций в НК УНГКК
определять физико-химические характеристики анализируемых проб, необходимых при коммерческом учете добываемой продукции.
Результаты физико-химических исследований природного газа и нестабильного конденсата широко используются для контроля и совершенствования технологических процессов добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья (УВС) на УНГКК. В частности в ООО «Газпром добыча Уренгой» на протяжении последних десяти лет проводится работа по внедрению моделирования технологических процессов промысловой обработки УВС в практику мониторинга и планирования действующих производств.
Применение математического моделирования технологических процессов позволяет
решать ряд важных производственных задач, а именно:
• анализ и планирование добычи, транспорта, переработки и реализации жидких углеводородов;
• определение оптимальных режимов работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ);
• определение состава поступающего на УКПГ многофазного флюида, что необходимо для уточнения объемов при списании запасов полезных ископаемых, определения потерь УВ и непосредственно для уточнения моделей и балансовых расчетов.
В настоящее время в ООО «Газпром добыча Уренгой» имеются модели всех валанжин-ских промыслов, используемые для расчета ба-
№ 4 (15) / 2013
Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
111
лансов продукции и технологических режимов как при существующих условиях работы, так и для прогнозирования работы УКПГ в соответствии с изменяющимися условиями добычи и технологическими режимами.
На основе расчетно-технологического моделирования выполнены следующие разработки:
• определено оптимальное давление низкотемпературной сепарации для текущих условий неокомских залежей. Эти исследования были учтены в Проекте разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек нижнемеловых отложений УНГКМ на полное развитие;
• обоснована технология двухступенчатого дросселирования валанжинского газа и компримирования осушенного газа валанжинских залежей на дожимной компрессорной станции (ДКС) I или II ступени сеноманской УКПГ. Рассчитаны оптимальные параметры ее работы. В настоящее время эта технология внедрена практически на всех промыслах УНГКК;
• разработан способ подготовки газа на сеноманских УКПГ путем предварительной осушки газа при низком давлении в одном из технологических цехов и окончательной осушки при высоком давлении в другом цехе;
• выполнен значительный объем расчетных исследований и по технологии десорбции и рециркуляции метанола. Причем эта работа проводилась неоднократно на протяжении последних 10 лет на базе различных программных комплексов с уточнением параметров и различных подходов.
В течение последних лет с помощью разработанных моделей:
• рассчитаны газосборные сети УКПГ, дан прогноз характеристик их работы на перспективу и определены сроки их реконструкции для обеспечения проектной добычи;
• определены сроки ввода валанжинских ДКС для различных вариантов подготовки газа;
• выполнены балансовые расчеты всех ва-ланжинских УКПГ;
• определены объемы и составы газов дегазации при вводе в эксплуатацию насосной станции по перекачке конденсата и объемы сырья для строящегося химического комплекса;
• обоснованы оптимальные уровни давления низкотемпературной сепарации;
• рассчитаны термобарические параметры при двухступенчатом дросселировании ва-ланжинского газа.
Одним из основных этапов любой работы по моделированию является создание и адаптация адекватных расчетных технологических моделей УКПГ на основе исходных данных по термобарическим параметрам и составам потоков. Ключевым вопросом адаптации технологической модели является получение исходных данных в необходимом объеме и качестве. Поэтому первоначальной и важной задачей было создание пополняемой базы данных для расчетной модели (ведется с 1987 г.). Сведения о полученных в ходе исследований на промысле технологических параметрах и результатах хроматографических анализов, отражаемых в базе данных, включают:
• дату и место обора пробы (УКПГ, N° технологической нитки и т.п.);
• показатель расхода продукции в местах отбора проб;
• значения давления и температуры в местах отбора проб;
• значения давления и температуры в сепараторах;
• состав, плотность, молекулярную массу газа и НК;
• потери С3+ и С5+ с газом сепарации.
Данная база пополняется постоянно, что
обусловлено составлением паспортов качества и справок по средневзвешенному составу газов сепарации и НК. Для нужд моделирования проводится выборка данных за один месяц. Такая периодичность позволяет изучать и анализировать данные с позиции стабильности их во времени, влияния сезонных факторов, отклонения измеренных и расчетных параметров и показателей во времени, характеризуя точность и статистическую достоверность модели промысла.
На рис. 5 приведены этапы создания действующей модели. Результаты хроматографических анализов пересчитываются в компонентно-фракционные составы, по которым рассчитывается входной флюид. На основе промысловых исследований и информацион-но-управляющей системы диспетчерского управления ООО «Газпром добыча Уренгой» (ИУСДУ) пополняются базы данных, из которых формируются необходимые исходные параметры для расчетов в модели УКПГ. При этом данные ИУСДУ подвергаются анализу и фильтрации в связи с наличием недостоверной или ошибочной информации. Дополнительно используются данные предельно допустимых сбросов (ПДС) УГПУ по суточной добыче [3].
№ 4 (15) / 2013
Рис. 5. Схема разработки расчетной модели УНГКК
Таким образом, налаженная систематическая работа в ООО «Газпром добыча Уренгой» в области определения физико-химических свойств добываемых углеводородов позволяет решать широкий круг задач в области контроля и совершенствования технологических процессов добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья УНГКК.
Список литературы
1. СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия». - М., 2011. - С. 4-5.
2. СТО Газпром 5.11-2008 «Конденсат газовый нестабильный. Общие технические условия». -М., 2008. - 6 с.
3. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса /
ООО «Уренгойгазпром» // Сб. науч. тр. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - С. 103-108.
№ 4 (15) / 2013
