Определение путей повышения эффективности подготовки добываемого газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в условиях имеющихся технологических ограничений Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА

УДК 665.62

Д.А. Рычков1, e-mail: [email protected]; В.В. Прытков1, e-mail: [email protected];

А.Н. Ефимов2, e-mail: [email protected]; Д.А. Яхонтов2, e-mail: [email protected];

Т.Ф. Кадыров2, e-mail: [email protected]

1 ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, Россия).

2 ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, Россия).

Определение путей повышения эффективности подготовки добываемого газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в условиях имеющихся технологических ограничений

Подготовка газа к транспорту на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) 1В Ямбургского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ) осуществляется по технологии промысловой низкотемпературной абсорбции (ПНТА). В ближайшее время ожидается ввод в эксплуатацию группы скважин, обладающих значительно большими пластовыми давлениями, чем уже действующие. Этот факт, а также ряд других технологических ограничений обусловливают необходимость поиска путей для повышения эффективности промысловой подготовки газа. Одним из факторов эффективности промысловой подготовки является выход конденсата. Для определения количественного влияния термобарических параметров в низкотемпературном абсорбере и давления на выходе дожимной компрессорной станции на количество и качество товарной продукции авторами использовалась упрощенная модель УКПГ-1В, созданная в системе технологического моделирования HYSYS и описывающая одну «усредненную» технологическую нитку. Параметры работы нитки задавались равными их усредненным значениям по однотипным аппаратам всех технологических ниток. В статье приводятся выводы, полученные по результатам расчета выходов товарной продукции УКПГ (товарного газа и нестабильного конденсата) для различных вариантов технологических режимов работы оборудования. Результаты расчета оценивались также по содержанию целевых компонентов в товарных продуктах УКПГ. На основании выполненных расчетов авторами сделаны выводы о необходимости проведения в ближайшее время работ по реконструкции технологической насосной станции для обеспечения эффективной работы оборудования УКПГ, а также выполнения требований отраслевого стандарта по качеству газа.

Ключевые слова: системы технологического моделирования, HYSYS, модель УКПГ, промысловая низкотемпературная абсорбция, ПНТА.

D.A. Rychkov1, e-mail: [email protected]; V.V. Prytkov1, e-mail: [email protected];

A.N. Efimov2, e-mail: [email protected]; D.A. Yakhontov2, e-mail: [email protected];

T.F. Kadyrov2, e-mail: [email protected]

1 TyumenNHgiprogaz LLC (Tyumen, Russia).

2 Gazprom dobycha Yamburg LLC (Novy Urengoy, Russia)

Ways of Improving Efficiency of The Gas Treatment in The Yamburgskoe Oil and Gas-Condensate Field Under Process Restrictions

Gas treatment for transportation to Gas Treatment Plant UKPG-1B of the Yamburgskoe oil and gas condensate field is performed as per the field low-temperature absorption technology. A group of wells with significantly higher formation pressure than the existing ones is expected to be brought into the operation in the near future. This fact and also some other process restrictions determine the need of looking for the ways of improving the efficiency of gas field treatment. One of the efficiency factors of the gas treatment is condensate yield. For defining the quantitative influence of the temperature and pressure parameters in the low-temperature absorber and output pressure of BCS (Booster Compressor Station) on the quantity and quality of commercial yield the authors used a simplified model of the Gas Treatment Plant UKPG-1B, made in the system of process simulation HYSYS and describing an average process line. The parameters of the line were set equal to the average values of the same-type systems of all the process lines.

Conclusions made upon the results of calculation of the commercial yield of the Gas Treatment Plant (commercial gas and unstable condensate) for various options of the equipment process mode are provided in the paper. The calculation

68

№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PROCESSING

results were also estimated from the point of content of the target components in the products of the Gas Treatment Plant. Based on the calculations the authors made conclusions on the necessity of reconstruction of the process pump house for ensuring efficient operation of the equipment of the Gas Treatment Plant and for fulfillment of the requirements of the industry gas quality standard in the near future.

Keywords: HYSYS process simulation systems, Integrated Gas Treatment Plant model, field low-temperature absorption.

Подготовка добываемого на Ямбург-ском НГКМ газоконденсатного флюида осуществляется на УКПГ-1В централизованно, данная установка предназначена для подготовки валанжинского газа до требований ОСТ 51.40-93 и получения товарного нестабильного конденсата в соответствии с ТУ 0271-002-057517452003. На установке реализован промысловый вариант технологического процесса низкотемпературной абсорбции (ПНТА) на температурном уровне концевой ступени разделения углеводородов -28...-32 °С. Установка работает с 1991 г. и за истекший период подвергалась многочисленным реконструкциям, которые исправили недостатки проекта и повысили ее эффективность как по выходу целевого продукта (нестабильного конденсата),

так и в части предупреждения гидра-тообразования.

ПОДГОТОВКА ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ФЛЮИДА НА УКПГ-1В ЯМБУРГСКОГО НГКМ ХАРАКТЕРИЗУЕТСЯ СЛЕДУЮЩИМИ ОСОБЕННОСТЯМИ:

• схема установки разделена на две идентичные по составу оборудования очереди (I и II), загрузка которых может варьироваться в зависимости от параметров в низкотемпературном абсорбере;

• в состав оборудования УКПГ-1В входят как эжекторы, так и турбодетандерные агрегаты, установленные одновременно на каждой технологической нитке;

• пластовый флюид на УКПГ поступает тремя потоками, имеющими различные входные давления: два потока - с уста-

новок предварительной подготовки газа (УППГ-2В и УППГ-3В), один - с собственной системы сбора УКПГ-1В;

• в перспективе ожидается поступление сырья на вход на УКПГ-1В тремя потоками с разными давлениями, поскольку ожидается ввод в эксплуатацию новых скважин, обладающих значительно различающимися устьевыми параметрами, это должно обеспечить более рациональное использование энергии пласта;

• существует ограничение по входному давлению на установку, заключающееся в том, что подача конденсата с разделителей первой ступени на орошение низкотемпературного абсорбера (НТА) невозможна при давлении в разделителе ниже требуемого в НТА. Описанные особенности подготовки газоконденсатного флюида на УКПГ-1В

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема модели УКПГ-1В в HYSYS

Fig. 1. Principle technological scheme of the model of gas processing facility (GPP) 1B in HYSYS

Ссылка для цитирования (for citation):

Рынков Д.А., Прытков В.В., Ефимов А.Н., Яхонтов Д.А., Кадыров Т.Ф. Определение путей повышения эффективности подготовки добываемого газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в условиях имеющихся технологических ограничений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 3. С. 68-73.

Rychkov D.A., Prytkov V.V., Efimov A.N., Yakhontov D.A., Kadyrov T.F. Ways of Improving Efficiency of The Gas Treatment in The Yamburgskoe Oil and Gas-Condensate Field Under Process Restrictions. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 3, P. 68-73. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2017

69

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА

Ямбургского НГКМ накладывают ограничения на возможности по добыче газа и конденсата. Часть проблем удается решить в рамках ежегодно выполняемых работ по авторскому сопровождению проекта разработки. Вопросы реконструкции дожимной компрессорной станции (ДКС) и приема пластового флюида нового фонда скважин рассма-

триваются в выполняемом в настоящее время проекте реконструкции ДКС. Вопросы повышения эффективности промысловой подготовки добываемого флюида регулярно рассматриваются в рамках работ по авторскому сопровождению проекта разработки. Важной составляющей эффективности подготовки добываемого флюида

а> о 1 ^ и

2<>

-'--18 Л !'ЛК

"■""wX

9,1 _—---- m.1;

""""""То — 4лГ G.I)

Wi ■ _ ■■""IMT

4.0 4.5 }.П

Давление в НТА, МПа The pressure in the LTA, MPa

0,0

•Температура в НТА -32 °C The temperature in LTA -32 °C

Температура в НТА -35 °C * The temperature in LTA -35 °C

Температура в НТА -40 °C The temperature in LTA -40 °C

Рис. 2. Сравнение расчетных значений удельного выхода конденсата на товарный газ в зависимости от давления и температуры в НТА УКПГ-1В

Fig. 2. The comparison of calculated values of specific output condensate turned into commercial gas according to the pressure and temperature in the low-temperature absorber (LTA) GPP-1B

■ С3+ (-32 °C в НТА) С3+ (in LTA -32 °C)

■ С5+ (-32 °C в НТА) С5+ (in LTA -32 °C)

4.0 4.5 5.0

Давление в НТА, МПа The pressure in the LTA, MPa

i- С3+ (-35 °C в НТА) С3+ (in LTA -35 °C) -С5+ (-35 °C в НТА) С5+ (in LTA -35 °C)

—-- С3+ (-40 °C в НТА)

С3++ (in LTA -40 °C) -.,.. С5+ (-40 °C в НТА) С5+ (in LTA -40 °C)

Рис. 3. Расчетная зависимость потенциального содержания углеводородов С3+ и С5+ в товарном газе от термобарических параметров в НТА

Fig. 3. The calculated dependence of the potential hydrocarbon content of С3+ and С5+ in the commercial gas according to the thermobaric parameters in LTA

является удельный выход конденсата, представляющий собой отношение массы добываемого конденсата к объему добываемого на промысле товарного газа. Для определения путей повышения удельного выхода конденсата на УКПГ-1В с учетом имеющихся ограничений спланирована серия технологических расчетов с применением системы технологического моделирования HYSYS. В работе использовалась модель УКПГ-1В (рис. 1), созданная в рамках предшествующих работ по договору между ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газпром добыча Ямбург». Для запланированных расчетов модель была адаптирована (настроена на фактические параметры работы УКПГ) за период, предшествующий выполнению расчетов. При этом использовались данные о фактических параметрах работы УКПГ-1В, выходах товарной продукции, а также об экспериментальном компонентно-фракционном составе нестабильного конденсата (НК) на выходе УКПГ-1В. Для расчета актуального компонентно-фракционного состава пластового флюида на входе УКПГ использовалась оригинальная методика расчет-но-технологического мониторинга (РТМ), разработанная специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз», опирающаяся на фактические режимные параметры установки и использующая модель HYSYS. Последующие расчеты выполнялись с одним и тем же составом пластового флюида на входе УКПГ. Дальнейшие расчеты были проведены в две серии: первая серия предусматривала расчет удельного выхода конденсата с УКПГ-1В при изменении термобарических условий (температуры и давления) в НТА, вторая - определение влияния давления на выходе с ДКС на удельный выход конденсата с УКПГ-1В при постоянных термобарических условиях в НТА. Для каждого расчета анализировалось также содержание целевых компонентов в продуктах промысловой подготовки. Результаты первой серии расчетов представлены на рис. 2-6. Как видно из рис. 2, увеличение удельного выхода конденсата на УКПГ-1В возможно лишь при повышении давления в НТА выше текущего или понижении температуры ниже -32 °С. Подобное

70

№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PROCESSING

g 0.99

£ 0.9"

0.96

0,035

--itfRT

___—' X02S

Давление в НТС, МПа The pressure in the low-temperature separator, MPa

Давление в НТС, МПа The pressure in the low-temperature separator, MPa

C,-C. в ГС (-32 °C в HTA) С,-C; in SG (in LTA -32 °C)

C,-C. в ГС (-35 °C в HTA)

:,-C. в ГС (-40 °C в HTA)

C,-C. in SG (in LTA -35 °C) C,-C. in SG (in LTA -40 °C)

■C,-C.bHK(-32 °C В HTA)

- C,-C. в HK (-35 °C в HTA) C,-C. в HK (-40 °C в HTA)

C,-C. in UC (in LTA -32 °C) C,-C. in UC (in LTA -35 °C) C,-C. in UC (in LTA -40 °C)

Рис. 4. Расчетные зависимости извлечения углеводородов Ct-C2 в ГС и НК от термобарических параметров в НТА

Fig. 4. The calculated dependences of the extraction of Ct-C2 hydrocarbons in separation gas (SG) and in unstable condensate (UC) according to thermobaric parameters in LTA

изменение технологического режима скажется и на характеристиках товарной продукции (несмотря на то что товарный газ при всех расчетных режимах обеспечит требования СТО Газпром 089-2010 [1]). Из рис. 3 видно, что снижение давления в НТА приведет к незначительному снижению

потенциального содержания углеводородов С3+ и заметному повышению потенциального содержания углеводородов С5+ в товарном газе (а соответственно, к росту потерь соответствующих углеводородов с газом). На рис. 4 представлены расчетные зависимости извлечения углеводородов

С1-С2 (массовая доля от потенциального содержания в добываемом газе) в газ сепарации (ГС) и нестабильный конденсат (НК) от термобарических параметров в НТА, из которых видно, что снижение температуры в НТА, как и повышение давления, влечет за собой рост извлечения углеводородов Сг—С2

15-й Юбилейный Международный Ферум

mm

Россия, Санкт-Петербург

30 мая-2 июня

Ж

Секция по

для представителей вопросам обеспечения

Крупнейшее мероприятие по обмену опытом в области предотвращения и ликвидации техногенных аварий и экологических катастроф

• На пути к идеальной системе промышленной безопасности

Международный опыт

Лучшие корпоративные практики для обеспечения безаварийного технологического процесса

Новое в законодательстве по промышленной безопасности и охране труда

Презентация современных мобильных роботшехнических устройств и тренажерных комплексов

Основные причины техногенных аварий и извлеченные из них уроки

Интерактивные командообразующие тренинги

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА

0.40 -Q.W

0.35 0.30

Фактический режим The actual mode

' -JU31

'--.ли

S3

Q.jjg

0.399

— Ц.Щ

— —Il IL"

3.0 3,? 4.0 4,5 5.0

Давление в НТА, МПа The pressure in the LTA, MPa

6.0

- С3-С4 в ГС (-32 °C в НТА) С3-С4 in SG (in LTA -32 °C)

■ С3-С4 в ГС (-35 °C в НТА)

"С3-С4 в ГС (-40 °C в НТА)

С3-С4 in SG (in LTA -35 °C) С3-С4 in SG (in LTA -40 °C)

Фактический режим The actual mode

"0ÏS3

Давление в НТА, МПа The pressure in the LTA, MPa

- C3-C4 в HK (-32 °C в НТА) — C3-C4 в HK (-35 °C в НТА) С3-С4 в НК (-40 °С в НТА) С3-С^ in UC (in LTA -32 °С) С3-С^ in UC (in LTA -35 °С) С3-С^ in UC (in LTA -40 °C)

Рис. 5. Расчетные зависимости извлечения углеводородов С3-С4 в ГС и НК от термобарических параметров в НТА

Fig. 5. The calculated dependences of the extraction of С3-С4 hydrocarbons in SG and UC according to the thermobaric parameters in LTA

в нестабильный конденсат и соответствующее снижение - в товарный газ. На рис. 5 представлены расчетные зависимости извлечения углеводородов С3-С4 в ГС и НК от температуры и давления в НТА. Из рисунка видно, что повышение давления и снижение температуры в НТА сопровождается снижением извлечения углеводородов С3-С4 в газ сепарации и ростом их извлечения в нестабильный конденсат. На рис. 6 представлены расчетные зависимости содержания углеводородов С5+ в ГС и НК от температуры и давления в НТА. Из рисунка видно, что повышение давления в НТА приведет к повышению извлечения углеводородов С5+ в газ сепарации и к снижению их извлечения в нестабильный конденсат.

Снижение температуры в НТА при постоянном давлении приведет к снижению извлечения углеводородов С5+ в товарный газ и росту их извлечения в нестабильный конденсат.

ТАКИМ ОБРАЗОМ, В РЕЗУЛЬТАТЕ АНАЛИЗА ПРЕДСТАВЛЕННЫХ РАСЧЕТНЫХ ЗАВИСИМОСТЕЙ СДЕЛАНЫ СЛЕДУЮЩИЕ ВЫВОДЫ:

• повышение давления в НТС выше текущего значения (3,8 МПа) может привести к повышению удельного выхода конденсата, но будет сопровождаться ростом содержания углеводородов Са-С. и снижением извлечения углеводородов С5+ в нестабильный конденсат, при этом содержание этих углеводородов в товарном газе, напротив, возрастет;

• снижение температуры в НТА ниже текущей (-32 °С) при постоянном давлении может привести к росту удельного выхода конденсата с УКПГ, при этом извлечение всех углеводородов (включая углеводороды ^-С.) в нестабильный конденсат возрастет. С учетом сделанных по расчетным зависимостям выводов снижение температуры в НТА является более предпочтительным по сравнению с повышением давления, к тому же повышение давления чревато корректировкой сроков реконструкции ДКС и большими энергозатратами на компримирование. Для оценки эффективности текущего режима компримирования на ДКС УКПГ-1В была выполнена вторая серия расчетов. В этой серии расчеты УКПГ

0.02

3,0

3.5 4.0 4.5 5.0

Давление в НТА, МПа The pressure in the LTA, MPa

6,0

в ГС ( in SG

;-32 °C в НТА) '(in LTA -32 °C)

■ С5+ в ГС (-35 °C в НТА) С..+ in SG (in LTA -35 °C)

- С5+ в ГС (-40 °C в НТА) С..+ in SG (in LTA -40 °C)

—. Jh965

0,33

Фактический режим The actual mode

3.0

J,5

4.0

4,5

5,0

6,0

Давление в НТА, МПа The pressure in the LTA, MPa

- C5+ в HK (-32 °C в НТА) cj in UC (in LTA-32 °C)

■ С5+ в НК (-35 °C в НТА) С..+ in UC (in LTA -35 °C)

■ С5+ в НК (-40 °C в НТА) С..+ in UC (in LTA -40 °C)

Рис. 6. Расчетные зависимости извлечения углеводородов С5+ в ГС и НК от термобарических параметров в НТА

Fig. 6. The calculated dependences of the extraction of C5+ hydrocarbons in SG and UC according to the thermobaric parameters in LTA

72

№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PROCESSING

выполнялись на двух уровнях давления в НТА: 3,8 МПа (фактический режим) и 5,0 МПа при различных давлениях на выходе с ДКС (и постоянной температуре в НТА). Все результаты расчетов (рис. 7 и 8) оценивались по величине удельного выхода конденсата. Полученные результаты свидетельствуют о том, что фактический режим работы ДКС обеспечивает практически максимально возможный удельный выход НК при текущем давлении в НТА. Повышение перепада давления между НТА и выходом с ДКС, т. е. повышение давления на выходе с ДКС, не приведет к ощутимому росту удельного выхода конденсата.

Проведенные расчеты позволяют утверждать, что повышение эффективности промысловой подготовки газа на УКПГ-1В не может быть достигнуто изменением режимов работы дожимного комплекса. Теоретически повышение удельного выхода конденсата может быть достигнуто снижением температуры в НТА, однако этот вопрос требует более детальной проработки с оценкой возможностей действующего теплообменного оборудования. Учитывая взаимосвязь удельного выхода с составами товарной продукции, для принятия решения об изменении режима работы УКПГ может потребоваться и экономическая оценка возможных мероприятий. Несмотря на то что повышение эффективности промысловой подготовки на УКПГ-1В не может быть достигнуто изменением температуры и давления в ПНТА и на выходе ДКС, вопрос обеспечения текущей эффективности подготовки газа продолжает оставаться актуальным. Актуальность этого вопроса объясняется падением пластового давления по скважинам старого фонда, а также тем, что помимо старого фонда на УКПГ-1В поступает сырье с еще двух групп скважин, обладающих значительно различающимися

JS >

а> о ■з: * ;

^ и ■

oo с ° о JW

5,0 4.5 4.0 3.5 3,0 LS 2.0 1.5 1,0 as 0.0 ■0.1 -1.0

-u.s — p4:69-

4.01

-ЦШ— -0.09 (MM O.II 0.04 -0.12

актическ ии режим

-0,25

я.о

к, л

8.4

4.4

8й 3,8 9.0

Давление на выходе ДКС-1В, МПа The output pressure of a booster compressor station (BCS) ДКС-1В, MPa -•-Давление в НТА 3,8 МПа Давление в НТА 5 МПа

The pressure in the LTA 3,8 MPa The pressure in the LTA 5,0 MPa

9,6

Рис. 7. Расчетные удельные выходы НК с УКПГ-1В при различных давлениях в НТА Fig. 7. The calculated specific outputs of UC from GPP-1B at different pressures in LTA

а) о ■з: * ;

^ и ■

11,0

-0,2

-0.39

4.0

4,2

4.4

4.i;

4.8

5.0

5,(>

5.8

SB

6,2

Перепад давления между выходом ДКС и входом НТА на УКПГ-1В, МПа Differential pressure between the output from the BCS and the entrance to the LTA of GPP-1B, MPa

Рис. 8. Расчетная зависимость удельного выхода НК с УКПГ-1В от перепада давления между выходом с ДКС и входом в НТА УКПГ-1В

Fig. 8. The calculated dependence of specific UC output from GPP-1B according to differential pressure between the output from the BCS and the entrance to the LTA of GPP-1B

устьевыми параметрами. Обеспечение проектных уровней добычи конденсата на УКПГ-1В в этих условиях требует проведения реконструкции. На это должны быть направлены технические решения для обеспечения подачи конденсата с

первой ступени сепарации на орошение абсорберов А-2 в системе ПНТА, а также для приема продукции скважин нового фонда с более высоким давлением и ввода в эксплуатацию второй очереди компрессорной ДКС УКПГ-1В.

I

Литература:

1. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам.

References:

1. The standardization system 089-2010 of JSC Gazprom. Flammable natural gas supplied and transported by magistral gas pipelines. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2017

73