CC BY
4
• 7universum.com
UNIVERSUM:
, ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ_июнь. 2023 г.
ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ УТИЛИЗАЦИИ ГАЗА В ПЛАСТАХ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ, И ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Мирзаев Эргаш Сафарович
доц. факультета «Нефти и газа» Каршинского инженерно-экономического института, Республика Узбекистан, г. Карши E-mail: armagedon_azik@mail.ru
№ 6 (111)
EQUIPMENT USED FOR GAS UTILIZATION IN LOW PRESSURE RESERVOIRS AND EVALUATION OF ITS ECONOMIC EFFICIENCY
Ergash Mirzaev
Associate Professor of the Faculty of Oil and Gas, Karshi Engineering and Economic Institute, Republic of Uzbekistan, Karshi
АННОТАЦИЯ
На сегодняшний день на индекс добычи влияет снижение показателей добычи нефти, отказ от запуска новых месторождений, снижение давления на отработанных месторождениях. Поэтому использование новых техно -логий при утилизации газов высоконапорных месторождений остается актуальным. В данной статье рассмотрены современные способы утилизации природных газов на месторождениях южного Узбекистана.
ABSTRACT
Currently, the production index is affected by a decrease in oil production, the refusal to launch new fields, and a decrease in pressure on depleted fields. Therefore, the use of new technologies in the utilization of gases from high-pressure fields remains relevant. This article discusses modern methods of utilization of natural gases in the fields of southern Uzbekistan.
Ключевые слова: утилизация, экологическая среда, защита атмосферы, компрессорная станция, гидрато -образование, факельные газы, приводные агрегаты.
Keywords: utilization, ecological environment, atmosphere protection, compressor station, hydrate formation, flare gases, drive units.
Планируется обеспечение нормативно-экологической обстановки в нефтегазовом комплексе и мероприятия по утилизации природного газа, попутных газов и дегазации газа. В настоящее время при сборе продукции из скважин на нефтяных месторождениях и в процессе подготовки нефтегазо-конденсатной смеси происходит выделение газов из состава эффекта от специальных сепарационных устройств, а конденсатов - дегазация, а в связи с отсутствием возможности для подачи газа в транспортную систему он сжигается в факелах и выбрасывается в атмосферу.
Крук, Западный Крук, Южный Кемачи, Северный Уртабулак и Умид нефтегазоконденсатные месторождения относятся к группе месторождений ООО «Мубарекнефтегаз» и расположены на территории Бухарской и Кашкадарьинской областей. В эту группу входят нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ), газоконденсатные месторождения (ГКМ) и нефтяные месторождения (НМ) [1,3].
На месторождениях группы Мубарек нефтяные и газовые сваи используются вместе в единой системе. Продукция большинства скважин собирается через закрытую герметичную систему. На Южном Кемачи
НГКМ строится дожимная-компрессорная станция (ДКС) для утилизации попутных газов. Постоянно учитывается выброс дополнительных загрязняющих веществ в окружающую среду от существующих объектов шахты.
Известно, что нефтяная часть отвала месторождения Южный Кемачи использовалась недавно, а сбор продукции из действующих нефтяных скважин осуществляется с помощью двух автоматических групповых измерительных устройств (АГИУ). В 2004 году на месторождении Южный Кемачи была построена установка комплексной подготовки газа (УКПГ) для промышленно-испытательного использования (ПИИ). В ПИИ выявленные промысловые данные были получены из одного, и на основании этих данных была спроектирована промышленная добыча, обеспечивающая максимальное извлечение углеводородов из пласта в пласт. При совместном использовании нефтяных и газовых свай вся продукция добывающей скважины (газожидкостная смесь - ГЖС) собирается непосредственно в установку комплексной подготовки газа (УКПГ). Оттуда газонефтяной конденсат и водная смесь направляются на установку подготовки нефти (УПН),
Библиографическое описание: Мирзаев Э.С. ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ УТИЛИЗАЦИИ ГАЗА В ПЛАСТАХ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ, И ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2023. 6(111). URL: https://7universum. com/ru/tech/archive/item/1563 7
№ 6 (111)
A UNI
/Ш. ТЕ)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
июнь, 2023 г.
где происходит подготовка комплекса и разделение газожидкостная смесь (ГЖС) на две составляющие: газ и жидкие углеводороды, пластовую воду и растворенные газы. С помощью нарезки входного блока (НВБ)-1,2,3,4,5, подсоединенных к скважинам, сбор газа осуществляется через балочную систему и с помощью коллектора транспортируется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). Нефтегазоконденсатная смесь готовится в НТС (низкотемпературный сепаратор) с использованием дроссельного эффекта [1,2, 3,6].
Диэтиленгликоль (ДЭГ) используется в качестве ингибитора гидратообразования. Годовая производительность УКПГ составляет 3,0х10 9 м 3 /год. Очищенный и осушенный газ (в соответствии с КСт 05786726-04:2003) подается на соединительный газопровод Южный Кемачи-Уртабулак через узел учета, а оттуда транспортируется на газопровод Уртабулак-МГПЗ. На месторождении Южный Кемачи установлен следующий комплекс нефтепромыслового оборудования: скважины, АГИУ, нефтепередачи, резервуары, насосно-факельное оборудование, УКПГ, УПН и др. Отходы этих объектов оказывают техногенное воздействие на окружающую среду.
Факельные газы с месторождений Крук и Западный Крук направляются единым потоком через соединительный газопровод-коллектор ДКС месторождения Южный Кемачи, туда же поступает газ с месторождений Северный Уртабулак и Умид. Для измерения расхода факельных газов на выходе из каждой шахты к соединительному газопроводу-коллектору устанавливаются измерительные узлы. УПН с месторождением Крук открывает факельный газ с автоматических групповых измерительных устройств (АГИУ) 1,2,3,4,5,6 и вместе с газом с месторождения Западный Крук направляется на ДКС на месторождении Южный Кемачи. Газ с АГИУ-1, 2, 3 Северного Уртабулака также поступает в ДКС через нарезку входного блока (НВБ)-2. По гидравлическим расчетам газопровод диаметром 530х6 мм будет иметь давление 0,1 МПа и температуру в конце 34 0 С, протяженность 5,0 км.
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от объектов эксплуатации составляют примерно 3188,1 т/год (табл. 1). Основную часть выбросов составляют угарный газ - 63,81%, сероводород - H2S, диоксид азота - NO2, сухой и оксид азота - NO [4,5].
Таблица 1.
Данные
Ингредиенты ПДК, мг/м3 Выбросы в атмосферу %
г/день т/год
Углеводороды (по метану) 50,0 33,999529 1072.163895 33,63
Монооксид углерода 5,0 64.735863 2034,217766 63,81
диоксид азота 0,085 1.925540 58.494254 1835
Диоксид серы 0,6 0,005280 0,161020 0,005
Оксид азота 0,5 0,481435 14.623920 0,459
Сероводород 0,008 0,033579 1.058948 0,033
Высадка 0,15 0,233557 7.364064 0,231
Общий 101.414783 3188.083867 100,0
Система компримирования включает в себя газоотделитель в фильтрах-сепараторах перед устройством рециркуляции газа (УРГ), сжимающий газ, воздушный сепаратор (ВС), охлаждающий его, и фильтры-сепараторы секции конденсированной жидкости. По расчетам , компрессор и мощность 25,53 МВт необходимы для сжатия 2,6 млн м3 /сут газа от 0,1 до 5,6 МПа. Размер диаметра трансмиссии-коллектора к ДКС Южный Кемачи 325х10 мм и длина 1 км. Поэтому из-за работы ДКС и других объектов в атмосферу выбрасываются дополнительные газы и углеводороды. В состав таких выбрасываемых
отходов входит оксид азота-24,6% и оксид углерода-67,82%. Всего отходов 8 видов (углеводороды с метаном, оксид углерода, диоксид азота, диоксид серы, оксид азота, сероводород, сажа и углеводороды) и составляет 1140,2 т/год.
Если учесть, что после 2018 г. большинство скважин месторождения Крук были переведены с газлифтного метода на другой, объем неутилизи-рованных газов резко уменьшится и их количество будет равно количеству попутных газов в добываемой нефти (табл. 2).
№ 6 (111)
A UNI
/Ш. ТЕ)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
июнь, 2023 г.
Таблица 2.
Данные перспективы оценки объема неиспользованного газа
Рабочий стареет Перспективы оценки объема неиспользованного газа месторождения Общая перспектива оценки объема неиспользованного газа
С газлифтом С 2018 года без газлифта Северный Уртабулак с газлифтом Газлифт Северный Уртабулак с 2018 г.
Южный Кемачи Крук Западный Крук Умид
В год В день В год В день В год В день В год В день В год В день В год В день В год В день В год В день
2011 346,8 0,95 382,2 1,05 2,7 0,007 51,1 0,14 173,0 0,47 173,0 0,474 955,8 2,6 955,8 2,6
2012 385,2 1,06 341,8 0,94 2,6 0,007 46,7 0,13 158,2 0,43 158,2 0,433 934,6 2,6 934,6 2,6
2013 392,9 1,08 292,3 0,80 2,6 0,007 41,5 0,11 140,8 0,39 140,8 0,386 870,1 2,4 870,1 2,4
2014 390,5 1,07 250,4 0,69 2,6 0,007 36,3 0,10 123,4 0,34 4.9 0,013 803.2 2.2 684,7 1,9
2015 390,8 1.07 221,8 0,61 2,4 0,007 31,2 0,09 106.1 0,29 4.4 0,012 752,3 2.1 650,6 1,8
2016 392,8 1,08 199,7 0,55 2,4 0,007 26,0 0,07 88,8 0,24 4.1 0,011 709,6 1,9 624,9 1,7
2017 391,2 1.07 180,0 0,49 2.1 0,006 20,8 0,06 71,5 0,20 3,7 0,010 665,6 1,8 597,9 1,6
2018 389,6 1.07 162,9 0,45 1,9 0,005 15,6 0,04 54,3 0,15 3.4 0,009 624,2 1,7 573,4 1,6
2019 388,2 1,06 148,3 0,41 1,8 0,005 10.4 0,03 37,0 0,10 3.1 0,009 585,8 1,6 551,8 1,5
2020 385,1 1,06 142,2 0,39 1,8 0,005 5.2 0,01 19,8 0,05 2,8 0,008 554,1 1,5 537,1 1,5
2021 356,8 0,98 131,0 0,36 1,6 0,004 2,6 0,01 2,6 0,007 491,6 1,3 491,6 1,3
2022 320,2 0,88 117,2 0,32 1,5 0,004 2,4 0,01 2,4 0,006 441,3 1,2 441,3 1,2
За счет утилизации нефтяных газов месторождений Мубарекской группы выбросов в атмосферу сократятся на 2047,88 т/год.
По данным Всемирного банка, выброс газа в атмосферу и сжигание через АЗС на руднике Южный Кемачи составил 0,95 млн. м 3 /сутки. Когда мы подсчитали таким образом, оказалось, что сжигается 9,3% всего добываемого газа. По информации АК «Узнефтгазказибчикариш», с Северо-Уртабулакского месторождения за сутки выбрасывается и загрязняют атмосферу 317 тыс. м 3 газа.
Известно, что часть скважин месторождения Крук используется газлифтным методом, и после проведения газлифта газ, выделяющийся вместе с газойлем, сжигается. Газ для использования скважин газлифтным способом поступает с месторождения Умид и по расчету составляет 457 тыс. м 3 /сут.
Общий поток факельных газов шахт группы Мубарек поступает в ДКС на руднике Южный Кемачи, где проходит через фильтры-сепараторы. С помощью прибора твердые частицы очищаются на 100%, даже если влажные капли имеют размер 8 мкм и больше. Фильтры-сепараторы снабжены системой оборудования для сбора и отвода очищенных газов. После этого очищенный газ собирается в устройстве рециркуляции газа (УРГ) на входе в компрессорный цех ДКС. Кроме того, в состав ДКС входят: газоперекачивающие агрегаты ГПА, сепараторы компрессора, сепараторы на входе в ГКГА, соединительные системы трубопроводов и арматуры, система топливного газа ГКВД.
Сепараторы, входящие в состав модуля ГПА, предотвращают попадание сконденсированного газа после газоперекачивающие агрегаты (ГПА)
в компрессор в жидком виде. На месторождении Южный Кемачи утилизация газа по первому варианту ДКС осуществляется под давлением от 0,1 до 7,55 МПа, а объем газа измеряется в узлах замера и собирается в УКПГ через специальный газопровод.
Исходя из приблизительных расчетов С5, потенциальный состав общего факельного газа составляет 45,74 г/м3, а при извлечении конденсата в количестве 60% дополнительный газ, выходящий из установки комплексной подготовки газа (УКПГ) рудника Южный Кемачи, составляет 71 354 т/сут или 23 546 т. /год. По второму варианту ДКС газ компримируется при давлении от 0,1 до 7,5 МПа и замеряется через узлы измерения и направляется в газопровод МГПЗ Южный Кемачи-Северный Уртабулак-Мубарек. 2,6 миллиона через компрессор. При сжатии газа под давлением от 0,1 до 5,5 МПа в количестве м 3 /сут на валу компрессора потребляется 25,53 МВт энергии. В конструкции ДКС установлен двухступенчатый центробежный насосный агрегат с приводом от газотурбинного типа. В производственном корпусе установлены ВСА, сепараторы и установка подготовки топливного газа.
Селективное сжатие газа осуществляется в две ступени: на первой ступени газ поступает в воздухоохладитель, на второй ступени газ охлаждается до низкого давления перед подачей в газ. На выходе из ГПА установлены газосепараторы для отделения конденсированной жидкости, содержащейся в газе после охлаждения. После второй ступени газ поступает в блок охлаждения и охлаждается до необходимой температуры в ГПА высокого давления.
№ 6 (111)
A UNÍ
/Ш. ТЕ)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
июнь, 2023 г.
После этого собирается в сепараторах, а затем подается на узел учета и газотранспорт. Для измерения факельных газов от каждой шахты на стыке соединительных газопроводов-коллекторов устанавливаются быстроизмерительные измерительные узлы.
Помимо компрессорного цеха установлены: установка газоочистки; устройство очистки газа от сероводорода и приготовления буферного газа; устройство, подготавливающее импульсный газ; узел измерения газа; зона хранения и хранения азота; факельный сепаратор факельной фермы.
Устройство очистки и подготовки буферного газа от сероводорода снабжает ДКС топливом, а газоперекачивающие агрегаты (ГПА) буферным газом. Очистка от сероводорода также учтена в схеме устройства. Насосный маслобак снабжает агрегат
маслом, в процессе эксплуатации ДКС осуществляется очистка и регенерация масла. Газ от предохранительной арматуры и технологического оборудования сбрасывается в факельные коллекторы и через сепаратор подается на факельное хозяйство. В районе ДКСи рассматривался полный комплекс вспомогательных зданий и сооружений.
К газоочистному оборудованию относятся блоки, регулировочные и крепежные держатели, фитинги и трубопроводная арматура. Установленное в ДКС оборудование обеспечивает безопасность, надежность и эффективную работу системы, а также контрольно-измерительные приборы и автоматика, контроль уровня масла, вибрации, охлаждение, газификация и пожаротушение, автоматическое пожаротушение, осуществляет отопление, вентиляцию, электро- и воздухоснабжение работает.
Список литературы:
1. Анализ состояния разработки нефте газоконденсатного месторождения Крук и выдача рекомендаsий по стабилизации добычи нефти: Отчет о НИР/ ОАО "УЗЛИТИНЕФТГАЗ"; Ответсвенний исполнителъ Шахназаров Г.А. - Тошкент, 2009.
2. Антонова Э.О., КриловГ.В., Прохоров А.Д., СтепановО.А. "Основы нефтегазового дело", Учебник для вузов, Москва, ООО "Недра-Бизнесsентр"-2003. 307 стр.
3. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях.- М.: ООО "Недра-Бизнес центр", 1999.- 283 с.
4. Рачевский Б.С. «Сжиженные углеводородные газы», Москва, Изд-во «Нефти газ», 2009.-640 с., ил.
5. Сафиева Р.З. Химия нефти и газа. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2004.
6. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти.- Казань: "Фен", 2000.- 416 с.
7. Т.Р.Юлдашев, Э.С.Мирзаев, У.Бозоров. Требование к буровым раствором при заканчивание горизонтальных скважин. Учебник. Ташкент- типография. Ворис 2019 г.
8. Мирзаев Э.С., Самадов А.Х., Шоназаров Э.Б., Камолов Б.С., Солестойкие буровые растворы. Научный журнал-Международный академический вестник. г.Уфа. 2020. № 12 (44). с.100-102.
9. Eshkabilov H.K., Mirzaev E.S., Berdiev Sh.A., Structure and phase composition of the nitride-oxide coating after nitrooxidation //A Double Blind Refereed &Peer Reviewed International Journal, Impact Factor: Hariyana, India -October, 2021
10. Mirzaev E.S., Karimov Y.L., Karimov Z.Yo., Boimurodov N.A.,Technology for improving the quality of cementing for casing horizontal wells. // International scientific and practical journal on technical sciences "UNIVERSUM", Moscow, Russia January 1, 2022.
11. Mirzayev E.S. Improving the technological quality of cementing of horizontal wells. Galaxy international interdisciplinary research journal (GIIRJ). Hariyana, India. June 2021.
12. E.S. Mirzaev, A.Kh. Samadov. The use of inhibited drilling mixtures to maintain the strength of the well. International scientific and practical journal "Economics and Society". Saratov, Russia. April 19, 2021.
13. Mirzayev E.S., Raxmatov X.B, Nomozov B.Y. Development of an oil and gas separator for separating foamimg oils. International journal for innovative engineering and management research. Hyderabad, India. 29th January 2021.
14. Mirzayev E.S. Improving the technological quality of cementing ofhorizontal wells. Galaxy international interdisciplinary research journal (GIIRJ). Hariyana, India. June 2021.
