CC BY
35EARTH SCIENCES
THE SUBSTANTIATION OF THE TECHNOLOGY OF TRANSPORTATION OF HYDROCARBONS OF KOVYKTI DEPOSIT AS A LIQUEFUS MIXTURE IN A SINGLE PHASE STATE
Krapivsky E.
Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Professor, Department of Oil and Gas Transportation and Storage, Oil and Gas Faculty, St. Petersburg Mining University, St. Petersburg, Russia
Makhno D.
Postgraduate at Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Oil and Gas Faculty, St. Petersburg
Mining University, St. Petersburg, Russia
Shubin A.
Student at Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Oil and Gas Faculty, St. Petersburg Mining University, St. Petersburg, Russia
ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТИРОВКИ УГЛЕВОДОРОДОВ КОВЫКТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ВИДЕ СЖИЖЕННОЙ СМЕСИ В ОДНОФАЗНОМ
СОСТОЯНИИ
Крапивский Е.И.
Доктор геолого-минералогических наук, Профессор, Кафедра транспорта и хранения нефти и газа, Нефтегазовый факультет, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия
Махно Д.А.
Аспирант Кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Нефтегазовый факультет, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия
Шубин А.В.
Студент Кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Нефтегазовый факультет, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия
Abstract
The article substantiates the technology of pipeline transport of hydrocarbon resources of the Kovykta gas condensate field through one pipeline in a single-phase state in the form of a liquefied mixture of natural gas and gas condensate. The description of the technology, the conditions for its implementation and the optimal technical solutions for implementation are given. Аннотация
В статье проводится обоснование технологии трубопроводного транспорта углеводородных ресурсов Ковыктинского газоконденсатного месторождения по одному трубопроводу в однофазном состоянии в виде сжиженной смеси природного газа и газового конденсата. Приводится описание технологии, условия ее осуществление и оптимальные технические решения для реализации.
Keywords: liquid gas condensate, low-temperature pipeline, natural gas, a mixture of liquefied hydrocarbons, single-phase state.
Ключевые слова: газовый конденсат, низкотемпературный трубопровод, природный газ, смесь сжиженных углеводородов, однофазное состояние.
Вводная часть
Ковыктинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) - одно из крупнейших газовых месторождений в мире. КовыктинскоеГКМ было выявлено в результате сейсморазведочных работ еще в 1975-1976 гг. Официальная дата открытия - 1987 г. Месторождение расположено на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от г. Иркутск.
Геологически Ковыктинское ГКМ расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ан-гаро-Ленской ступени. Согласно нефтегеологиче-скому районированию, данная территория относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провин-
ции (НГП). Площадь Ангаро-Ленского прогиба составляет около 500 тыс км2. Кристаллический фундамент прогиба состоит из метаморфизованных пород, относящихся к архей-протерозойскому возрасту. Фундамент прогиба раздроблен многочисленными разломами на несколько блоков, погруженных от обрамления в центральную часть участка, образуя Ангаро-Ленскую ступень.
Месторождение характеризуется антиклинальным типом ловушки и литологически экранированной залежью с глубиной залегания 2838-3388 м и высотой около 150 км. Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14-33 и 38-54 м соответственно. [1,10]
Таблица 1
Характеристика продукции скважин Ковыктинского месторождения [1] _(Characteristics of production of wells of the Kovykta field) _
Площадь месторождения, км2 7 499,5
Глубина залегания (по вертикали), м 2838-3388
Толщина продуктивного пласта, м 78
Эффективная толщина, м 29
Пористость песчаника, % 10-19
Газонасыщенность 0,6-0,9
Пластовое давление, МПа 25,7
Пластовая температура, X 55
Содержание конденсата, г/м3 67,0
Содержание СН4 в газе, моль/% 90,3
Запасы категории С1+С2 принятые на баланс ЦКЗ МПР РФ, трлн. м3 2,13
Ожидаемый годовой уровень добычи газа, млрд. м3/год 30
Запасы месторождения по категориям С1+С2 составляют более 2,5 трлн м3 природного газа, 2,3 млрд м3 гелия и более 115 млн т газового конденсата. Доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов ориентировочно до 3 трлн м3 газа. Разведанный потенциал Ковыктинского месторождения может обеспечить добычу более 25 млрд м3/год газа в течение более 30 лет. В настоящее время месторождение находится в стадии опытно-промышленной эксплуатации.
Отметим ряд принципиальных положений, которые следует соблюдать при реализации стратегии развития нефтегазового комплекса на востоке России и обосновании позиции России по экспорту углеводородов в АТР:
• Экспорт природного газа без полного извлечения из него на российской территории углеводородов С2-С5 и гелия недопустим. Данное положение устанавливается в соответствии с программой развития газового производства в России.
• Цены поставок природного газа в страны АТР должны соответствовать ценам европейского рынка, либо несколько превышать их с учетом более высокой стоимости альтернативных поставок СПГ.
• При обосновании маршрутов транспорта
газа необходим приоритет социально -экономиче-
.' г
скому развитию российских ресурсных и транзитных территорий. Данное положение основано на основных принципах Восточной газовой программы.
В качестве альтернативного проекта по реализации разработки Ковыктинского месторождения мы рассмотрели вариант транспортирования углеводородного сырья без подключения к газопроводу «Сила Сибири», а по отдельному, независимому, маршруту. Такой вариант имеет определенные преимущества по сравнению с основным вариантом:
• Независимая система транспортировки углеводородов в КНР;
• Реализация программы газификации транзитных областей России и развития газового хозяйства.
Описание технологии трубопроводной транспортировки углеводородов в сжиженном состоянии
Принципиальная схема подготовки смеси сжиженных углеводородов (природного газа и газового конденсата) для транспортирования по низкотемпературным трубопроводам в однофазном жидком состоянии представлена на рисунке 1.
5 7 8 3
Природный лзз
.' ililjHhlA HtlUtlL'HLltlt)
[-.net чтразакпня
УКИУ У11УС
ГНС
■О
Ш'О
пас
-о-
1!Х У!>
3 4 Ï
Рисунок 1. Принципиальная схема трубопроводного транспорта смеси сжиженных углеводородов: 1 - установка комплексной подготовки газа, 2 - установка получения углеводородной смеси, 3 -трубопровод, 4 - головная насосная станция, 5 - промежуточные станции охлаждения, 6 -промежуточные насосные станции, 7 - низкотемпературное хранилище, 8 - установка регазификации, 9
- подача газа потребителям [8] (Schematic diagram ofpipeline transport of a mixture of liquefied hydrocarbons: 1 - complex gas treatment unit, 2 - receiving unithydrocarbon mixture, 3 - pipeline, 4 - head pumping station, 5 -intermediate cooling stations, 6 - intermediate pumping stations, 7 - low-temperature storage, 8 - regasification
unit, 9 - feedgas to consumers)
Природный газ с газоконденсатного месторождения поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где производится его очистка, осушка, и отделение от примесей [8]. Далее природный газ и газовый конденсат подаются на установку получения углеводородной смеси (УПУС), где происходит повышение давления одновременно с охлаждением газа и подача газового конденсата под высоким давлением до достижения необходимых параметров смеси сжиженных углеводородов (давление не более 12 МПа и температура в диапазоне -40...-50 °С). Доля газа, которая не перешла в сжиженное состояние, поступает обратно, в нижнюю часть установки. Процесс повторяется до тех пор, пока весь объем газа и конденсата не перейдет в однофазное жидкое состояние при вышеуказанных температуре и давлении. Полученная смесь запускается в предварительно охлажденный трубопровод и транспортируется в таком состоянии.
Ключевым отличием описанной установки подготовки смеси сжиженных углеводородов от установки подготовки сжиженного природного газа (СПГ) является отсутствие финального цикла охлаждения - от -50 °С до -162 °С, что значительно снижает экономические затраты. [4,7]
Для поддержания температуры смеси в заданных границах трубопроводы предлагается покры-
вать специальной теплоизоляцией из пенополиуретана толщиной до 70 мм, а вдоль трассы размещать промежуточные станции охлаждения (ПСО). В конечной точке трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище смеси (НХ) и установка регазификации (УР) сжиженной углеводородной смеси. На установке регазификации смесь разделяется на основные составляющие: газ, газовый конденсат, высокомолекулярные соединения. Далее газ подается в магистральный газопровод, а газовый конденсат транспортируется трубопроводным или альтернативным транспортом. [4,5,6]
На рисунке 2 представлены фазовые диаграммы Р-Т (давление - температура) и критические параметры смеси при различном содержании газового конденсата. Она показывает, что добавление 3 % газового конденсата по массе к добываемому природному газу приводит к тому, что критическая температура смеси повышается с минус 73 °С для типичного природного газа и с минус 50,8 °С для пластового газа Ковыктинского месторождения до минус 39,6 °С (критическое давление составляет 10,03 МПа). При добавлении 5 % критическая температура смещается до минус 37,1 °С при критическом давлении 10,45 МПа. При содержании газового конденсата 7 и 10 % критическая температура составляет минус 34,96 и минус 28,9 °С, а критическое давление - 10,81 и 11,72 МПа соответственно.
Рисунок 2. P-T диаграмма (давление - температура) различных индивидуальных веществ и смесей
(в массовых процентах) [9] (P-T diagram (pressure-temperature) of various individual substances and mixtures in weight percent)
Месторождение Ковыктинское является газо-конденсатным. Массовое содержание нефти и газового конденсата достигает 3 - 10%. Это является благоприятным фактором для получения смеси природного газа, конденсата и нефти в однофазном состоянии.
Выводы
В статье проведено обоснование технологии трубопроводного транспорта природного газа и газового конденсата с Ковыктинского ГКМ в виде
сжиженной смеси в однофазном состоянии. Описаны технические решения, необходимые для реализации данной технологии, указаны преимущества технологии перед подготовкой и трубопроводным транспортом СПГ. Определены основные положения, которые следует соблюдать при реализации стратегии развития нефтегазового комплекса на востоке России и обосновании переговорной позиции России по экспорту углеводородов в АТР.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1.ДовгалевЮ. А.,КоротаевЮ. П. Термобарический прогноз нефтегазоносности глубоко-залегающих подсолевых отложений Ковыктин-ского месторождения [Электронный ресурс]: «Нефть России» - Электрон.журн. - Москва: 1998 -2016. - Режим доступа: http://www.oilru.eom/nr/87/1167.
2. Независимый анализ путей транспортировки углеводородного сырья с Ковыктинского газокон-денсатного месторождения / Каширцев В.А., Кор-жубаев А.Г., Садов А.П. и др. //М. - Иркутск - Нижний Новгород, 2007. - 162.
3. Обоснование инвестиций для Ковыктин-ского газоконденсатного месторождения [Электронный ресурс] : ИД «Бюджет» - Электрон. журн. - Москва: 2012 - 2016. - Режим доступа: http://bujet.ru/artiele/183021 .php.
4.Крапивский Е.И. Научно-технический прогресс в морской транспортировке нефти и газа: Учебное пособие / Е.И. Крапивский. - СПб.: Национальный минерально -сырьевой университет «Горный», 2013. - 159 с.
5.Крапивский Е.И., Миннегулова Г.С., Сады-кова Р.М. Особенности строительства подземного низкотемпературного магистрального трубопровода смеси сжиженных углеводородных газов в условиях Крайнего Севера // Горный информационно-аналитический бюллетень. М.: МГГУ, 2013. № 12. С. 270 - 275.
6. Крапивский Е.И., Миннегулова Г.С. Исследование фазовых состояний смесей сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений п-ова Ямал при низких температурах // Газовая промышленность, 2014. № 11. С. 86 - 90.
7. Крапивский Е.И., Миннегулова Г.С. Особенности теплогидравлического расчета подземного низкотемпературного магистрального трубопровода смеси сжиженных углеводородов / Горный информационно-аналитический бюллетень. - М.: МГГУ, 2015. - № 6. - С. 332 - 338.
8.Миннегулова Г.С. Обоснование технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам: дис ... канд. технич. наук: 25.00.19 / МиннегуловаГульнурСагдатовна - СПб., 2015. -128 с.
9. Писаревский В.М., Швец А.Н. Трубопроводный транспорт газоконденсатной смеси в сверхкритическом состоянии // Газовая промышленность. 2014. № 1. с. 87-90.
10. Ковыктинское газоконденсатное месторождение (Ковыкта) [Электронный ресурс]: «Neftegaz.RU»- Электрон.журн. 2000-2017. - Режим доступа: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4189-Kovyktinskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie-Kovykta.
11. Changjun Li, Yang Peng, Jingya Dong, Lei Chen. Prediction of the dew point pressure for gas condensate using a modified Peng-Robinson equation of state and a four-coefficient molar distribution function // Journal of Natural Gas Science and Engineering, Vol. 27, Part 2, November 2015 , P. 967-978.
12. Kh. Nasrifara, M. Moshfeghian. Vapor-liquid equilibria of LNG and gas condensate mixtures by the Nasrifar-Moshfeghian equation of state // Fluid Phase Equilibria, Vol. 200, Issue 1, 15 July 2002 , P. 203-216.
13. Nefeli Novak, Vasiliki Louli, Stathis Skouras, Epaminondas Voutsas. Prediction of dew points and liquid dropouts of gas condensate mixtures // Fluid Phase Equilibria, Vol. 457, 15 February 2018, P. 62-73.
THREAT OF PAST ENVIRONMENTAL LIABILITIES FOR ENVIRONMENT
Solovianov A.
Doctor of chemistry, professor, Deputy director, All-Russian Scientific Research Institute of Environmental Protection
ОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ НАКОПЛЕННОГО ВРЕДА ДЛЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Соловьянов А.А.
Доктор химических наук, профессор, заместитель директора по научной работе, Всероссийский научно-исследовательский институт охраны окружающей среды (Москва)
Abstract
Negative impact of past economic activity on the territory of the Russian Federation was described. Types of mining activity as the main sources of environmental pollutions in past environmental liabilities were described. Negative impact of landfills were described
