CC BY
67р.р. Юнусов, в.А. истомин, д.н. грицишин ОАО «НОВАТЭК»
Резензент - А.г. касперович, к.т.н., ООО «Газпромразвитие»
совершенствование технологий промысловой подготовки газа на газоконденсатных месторождениях оао «новатэк»
Перспективы развития газовой промышленности в России связаны с освоением месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера. В настоящее время ОАО «Газпром», а также независимые производители газа (ОАО «НОВАТЭК», ОАО «ИТЕРА», ОАО «ЛУКОЙЛ» и др.) нацелены на освоение новых газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений Западной Сибири. При реализации этой масштабной стратегической задачи требуются принципиально новые подходы к разработке и обустройству новых северных месторождений.
ОАО «НОВАТЭК» - крупнейший в России независимый производитель природного газа и второй в России после ОАО «Газпром». Созданная в 1994 г., компания занимается разведкой, добычей и переработкой природного газа и жидких углеводородов (конденсата и нефти). Все месторождения и лицензионные участки ОАО «НОВАТЭК» расположены в ЯмалоНенецком автономном округе РФ. Компания на протяжении всех последних лет динамично наращивала добычу (рис. 1), обеспечивая растущие потребности экономики страны в природном газе - экологически чистом энергоносителе.
В первом полугодии 2008 г. валовая добыча составила 15,19 млрд куб. м природного газа и 1,24 млн тонн жидких углеводородов. По сравнению с первым полугодием 2007 г. добыча природного газа увеличилась на 290 млн куб. м, или на 1,9%, а добыча жидких углеводородов выросла на 29 тыс. тонн, или на 2,4%. В 2007 г. доля компании в добыче российского газа соответствовала 4,4%, а доля в общероссийских поставках газа потребителям составила около 8%.
Отличительная особенность месторождений НОВАТЭКа - более 60% запасов приходится на «жирный» конденсатсодержащий газ. Компания входит в
десятку крупнейших в мире компаний по объему доказанных запасов природного газа (см. динамику роста запасов компании на рис. 2).
В настоящее время компания ведет добычу газа и углеводородного конденсата на трех основных месторождениях: Юрхаровском, Восточно-Таркосалинском и Ханчей-ском. Первым реализованным проектом по добыче газа стало освоение Восточно-Таркосалинского месторождения, расположенного в ЯмалоНенецком автономном округе. В 1996 г. на Восточно-Таркосалинском месторождении в опытно-промышленную эксплуатацию был введен нефтяной
30 г
ВАЛОВАЯ ДОБЫЧА ГАЗА, МЛРД КУБ. М
ВАЛОВАЯ ДОБЫЧА ЖИДКИХ УВ, МЛН ТОНН
3.0 Г
2003 2004 2005 2006 2007
Рис. 1. Динамика добычи газа и конденсата в ОАО «НОВАТЭК»
2003 2004 2005 2006 2007
Газовый конденсат Нефть
ЗАПАСЫ ГАЗА (SEC), МЛРД КУБ. М
ЗАПАСЫ ЖИДКИХ УВ (SEC), МЛН ТОНН
2003 2004 2005 2006 2007
Доказанные разрабатываемые Доказанные неразрабатываемые
2003 2004 2005 2006 2007
Доказанные разрабатываемые Доказанные неразрабатываемые
Рис. 2. - Запасы углеводородов ОАО «НОВАТЭК»
промысел. Рентабельность промысла была достигнута благодаря бурению горизонтальных скважин и использованию новых технологий, за счет чего дебиты скважин были существенно увеличены. Опыт разработки нефтяной залежи применен и при реализации первого газового проекта. Первый газ на Восточно-Таркосалинском месторождении получен в конце 1998 г. Через два года пущена в эксплуатацию установка комплексной подготовки
газа, а в 2002 г. месторождение вышло на проектный уровень добычи в 12 млрд м3 газа в год.
По мере освоения Восточно-Таркосалинского месторождения обустраивались и другие месторождения. В 2003 г. НОВАТЭК ввел в эксплуатацию уникальное Юрхаровское газоконденсатное месторождение, а в 2002 г. - Ханчейское. В конце 2002 г. начат очередной этап развития газового бизнеса - компания приступила к
осуществлению прямых поставок газа потребителям.
В середине 2005 г. НОВАТЭК ввел в эксплуатацию первую очередь Пуровско-го завода по переработке конденсата (ПЗПК) - первое производство подобного профиля,созданное в России за последние двадцать лет. Проектная производительность первой очереди ПЗПК по сырью деэтонизированный (нестабильному конденсату) составляет 2 млн тонн в год. Получаемые про-
Рис. 3. Пуровский завод по переработке конденсата
Рис. 4. Схема расположения Юрхаровского газоконденсатного месторождения
Рис. 5. Ландшафт района Юрхаровского месторождения
дукты: стабильный конденсат и сжиженные углеводородные газы (СУГ). На текущий момент мощности Пуровского ЗПК позволяют перерабатывать весь конденсат Восточно-Таркосалинского, Ханчейского и Юрхаровского месторождений. Новый завод позволил решить проблему дефицита перерабатывающих мощностей в регионе, а НОВАТЭКу удалось более эффективно использовать добываемое сырье и продукты его переработки.
В 2007 г. Пуровский ЗПК переработал около 2,1 млн тонн нестабильного газового конденсата и произвел более 1,5 млн тонн стабильного газового конденсата и 554 тыс. тонн сжиженных углеводородных газов (СУГ). На конец 2008 г. запланирован пуск второй очереди Пуровского ЗПК, что позволит расширить производственные мощности завода до
5 млн тонн в год по сырью и обеспечить переработку растущих объемов добычи газового конденсата.
В 2007 году НОВАТЭК приступил к проектированию перевалочного комплекса в Усть-Луге (Балтийское море), в составе оборудования которого предусмотрена установка по фракционированию стабильного конденсата мощностью до
6 млн тонн в год.
Современный этап разработки газоконденсатных месторождений характеризуется переходом к разработке продуктивных пластов на больших глубинах залегания, а также к разработке месторождений на морском шельфе. Освоение нижних глубокозалегаю-щих горизонтов - газоконденсатных залежей валанжинских, ачимовских и др. отложений - требует больших организационных и научно-технических усилий. Для повышения конкурентоспособности и эффективности компания активно развивает инновационную деятельность: в проекты разработки и обустройства месторождений включаются новые перспективные технические решения с целью снижения эксплуатационных и капитальных затрат. Прежде всего речь идет о нестандартных подходах к стратегии освоения сложнопостроенных многопластовых месторождений. В связи с этим представляется достаточно актуальным опыт и перспективы разработки Юрхаровского газоконденсатного месторождения, расположенного в юго-восточной части
ПЫЛЬ, ГАЗ, ПЛАМЯ КОНТРОЛИРУЙТЕ С НАМИ
нПк ОЛЬОАМ
Более 15 лет назад в Россию пришла компания Oldham S.A. France - один из мировых лидеров по производству приборов и систем газового контроля. Компания была основана в 1920 году Джозефом Ольдамом, изобретателем лампы шахтера. В мае 2006 Industrial Scientific Corporation - ведущий проектировщик и изготовитель портативных приборов и стационарных систем газового контроля, основанная в 1985 году, приобрела Oldham S.A.
Обе компании, объединив интеллектуальные и финансовые ресурсы, взаимополезно дополняют друг друга в географии и производстве, и бескомпромиссны в своих обязательствах поставлять изделия самого высокого качества, а также предоставлять клиентам лучшее сервисное обслуживание. Расширенные ресурсы обеспечат наших многонациональных клиентов выгодами от более полного ассортимента продукции и спектра услуг. Объединенные силы ISC - Oldham позволяют поставлять лучшие на всемирном рынке приборы для обнаружения газа и пламени.
Продукция ISC - Oldham используется во всем мире. Наши приборы и системы успешно работают на многих предприятиях России, от Калининграда до Сахалина, на Украине и в Казахстане.
Специалисты ООО НПК «Ольдам» занимаются не только реализацией и техническим обслуживанием продукции, но и участвуют в совместных разработках новых приборов и систем газового контроля.
Нашу продукцию используют МЧС, энергетики, предприятия нефтегазового комплекса, угольной, химической, пищевой и многих других отраслей промышленности России и СНГ.
ЗАО «Растан-Присс»
г. Казань sales@rastan-priss.ru
ООО «Ольдам-Урал»
г. Челябинск oldham-ural@yandex.ru
ООО «Нефтехимсервис»
г. Ангарск ocs58@mail.ru
ООО «Газприборконтроль»
г. Краснодар gazpriborkontroi@maii.ru
РЕГИОНАЛЬНЫЕ ДИЛЕРЫ:
ООО «Ольдам Прикамье»
г. Пермь oldhamp@mail.ru
ООО «Белэнергокип»
Республика Беларусь, г. Минск р!Ь@Ье!епегдойр. Ьу
ООО «Дельта Про»
г. Москва igs@deitapro.ru
ООО «Ольдам-Кузбасс»
г. Прокопьевск povgso-oper@tck. ru
ООО « Штрих-М»
г. Кемерово faraon@kuzbass. net
ТОО «Пульс-KZ»
Республика Казахстан, г. Кокчетав puise-kz@maii.kz
ПРЕИМУЩЕСТВА РАБОТЫ С НАМИ:
Наличие российских сертификатов
Низкие цены
Полный сервис в России
• Быстрая доставка заказа
• Надежность и простота эксплуатации
• Скидки корпоративным клиентам
Обнаружение газа и пламени Полный набор портативных приборов и стационарных систем
Определение утечки газа:
безопасность с ISC - Oldham
Отличные возможности определения утечки газа
Портативные газоанализаторы для всех видов Вашей деятельности, когда требуется предотвратить риск, связанный с наличием легко воспламеняющихся, токсичных газов и недостатка кислорода.
Защищайте персонал от риска отравления газом
Стационарные системы (до 64 каналов) в сочетании с новым поколением точных и надежных сенсоров и трансмиттеров для селективного обнаружения.
MX2100
М 40
GasBadge® Pro
BM 25
000 НПК «ОЛЬДАМ»
125284, г. Москва, Беговой проезд, 11 тел/факс: (495) 720-6630,971-4455 e-mail: igor@oldhamgas.ru
www.oldhamgas.ru
INDUSTRIAL SCIENTIFIC OLDHAM
I
OLCT6Q
OLCT4Q
MX 62
MX 32
На правах рекламы
Рис. 6. Новая технологическая схема Юрхаровского УКПГ с турбодетандерным агрегатом и эжектором:
1 - пробкоуловитель; 2 - первичный сепаратор; 3 - аппарат воздушного охлаждения; 4 - теплообменник «газ-газ»; 5 - эжектор;
6 - низкотемпературный сепаратор; 7 - низкотемпературный разделитель;
8 - теплообменник «газ-конденсата»; 9 - разделитель; 10 - буферная емкость; 11 - насосы внешнего транспорта; 12 - детандер-компрессор;
13 - трубный сепаратор.
Водяной пар
Природный газ
Товарный метанол
Рис. 7. Принципиальная технологическая схема установки производства метанола на Юрхаровском ГКМ:
1 - реактор риформинга; 2 - ректификационная колонна; 3 - реактор синтеза; 4, 5 - теплообменники; 6- компрессор.
Тазовского полуострова (рис. 4, 5).
На сушу приходится 12% запасов углеводородов Юрхаровского месторождения, остальные 88% находятся под Тазовской губой. Практически вся территория месторождения находится в водоохранной зоне. Стратегия разработки Юрхаровского газоконденсатного месторождения основана на максимально возможном использовании высокодебитных скважин большого диаметра с горизонтальными окончаниями и большим отходом от вертикали.
Для обоснования конструкции эксплуатационных скважин с горизонтальными окончаниями в рамках технологической схемы разработки Юрхаровского месторождения использовалась детальная геолого-гидродинамическая модель. Разбуривание и разработка Юрхаровского месторождения продолжается с использованием горизонтальных скважин с отходами до 2 км и горизонтальным участком ствола до 500 м. Принципиально важным направлением инновационной деятельности компании
является совершенствование технологических схем обустройства месторождений. Предложенные специалистами ОАО «НОВАТЭК» новые идеи и технические решения позволили значительно отодвинуть сроки ввода валанжинских ДКС на Восточно-Таркосалинском и Хан-чейском месторождениях, снизить давление сепарации и температуру НТС и обеспечить тем самым дополнительное извлечение нестабильного конденсата по этим месторождениям.
Рассмотрим основные особенности промысловой подготовки газа на Юрхаровском газоконденсатном месторождении.
Подготовка газа и газового конденсата на Юрхаровском ГКМ производится на одной УКПГ, в основе технологии - традиционный процесс низкотемпературной сепарации с охлаждением за счет использования избыточного давления газа на входе в промысловую установку. Охлаждение газа осуществляется посредством дросселирования, т.е. используется эффект Джоуля-Томсона (технологическая схема «НТС с эжектором»). В настоящее время в эксплуатации находится первая очередь УКПГ (три технологические нитки, текущая производительность УКПГ находится на уровне 9 млрд м3 газа в год). При этом осуществляется совместная подготовка газов сеноманской и валанжинских залежей.
В соответствии с принятыми техническими условиями на подключение к магистральному газопроводу ОАО «Газпром» необходимо обеспечить температуру газа в точке подключения в диапазоне 0.... минус 20С. Согласно расчетам, для выполнения данного условия необходимо поддерживать температуру на выходе УКПГ не выше плюс 50С. В действующей технологии эта температура составляет от 8 до 120С (в зависимости от времени года). В качестве решения данной проблемы предлагается включение в технологическую схему УКПГ детандер-компрессорных агрегатов.
В результате проведенного анализа различных вариантов технологических схем была разработана модификация турбодетандерной технологии НТС (см. рис. 6), обеспечивающая отрицательные температуры газа и конденсата на выходе с установки.
Важно подчеркнуть, что предложенная технология (рис. б) «вписывается» в существующий технологический процесс и, следовательно, может быть использована как при реконструкции 1-й очереди УКПГ, так и при строительстве последующих очередей. Рассматриваемая технологическая схема имеет следующие преимущества:
• обеспечиваются показатели по качеству подготовки газа и конденсата и температурному режиму внешнего транспорта в зоне распространения многолетнемерзлых пород;
• внедряемая технологическая схема по капитальным и эксплуатационным затратам существенно эффективнее схемы охлаждения газа с использованием СОГ с пропановым хладагентом;
• отодвигаются сроки ввода ДКС на УКПГ; не требуется монтаж дополнительного оборудования в существующих технологических цехах УКПГ (помимо детандер-компресорного агрегата и дополнительного трубного сепаратора перед детандером).
Существенно и то, что не требуется внесения принципиальных изменений в проекты действующих технологических цехов Юрхаровского ГКМ. Проведенный детальный анализ других технологий охлаждения товарного газа до требуемой температуры показывает, что внедряемая схема существенно дешевле как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам.
Подчеркнем также, что предполагается использование турбодетандеров нового поколения, а также высокоэффективных малогабаритных трубных сепараторов для защиты турбодетандеров от капельной жидкости.
В настоящее время в компании ведутся проработки перспективных вихревых и газодинамических технологий промысловой подготовки газа и углеводородного конденсата, которые являются энергоресурсосберегающими и экологически чистыми.
На уровне изобретений предложен ряд модификаций процесса термогазодинамической сепарации природного газа. Суть технологии состоит в сверхзвуковом расширении потока газа, его завихрении,отделении жидкой фазы с последующим (частичным) восстановлением давления газа в диффузоре. Также разрабатывается новый тип трубных вихревых сепараторов для эффективного отделения капельной жидкости перед детандерами. Эти работы проводятся совместно с ООО УК «РусГазИнжиниринг».
Еще одно актуальное направление инновационной деятельности компании -разработка экономически рентабельных технологий утилизации попутных нефтяных газов.
Следующей важной проблемой является рациональное использование метанола как ингибитора гидратообра-зования в технологиях промысловой подготовки газа. Стоимость метанола оказывает значительное влияние на рентабельность разработки газоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера со слаборазвитой транспортной инфраструктурой. В настоящее время метанол на российском рынке предлагается по цене на уровне 10 тыс. руб. и более за тонну. Помимо этого, доставка метанола на промыслы Край-
него Севера увеличивает затраты в 1,5-2 раза.
К основным методам сокращения эксплуатационных затрат на предупреждение гидратообразования относятся:
• вторичное использование отработанного метанола и применение рециркуляционных технологий (с отдувкой метанола в газовую фазу);
• регенерация водометанольных растворов низкой концентрации методом ректификации;
• разработка рентабельной технологии малотоннажного производства метанола из природного газа непосредственно в промысловых условиях.
Первые два способа используются в настоящее время на ряде месторождений, в том числе на газоконденсатных месторождениях ОАО «НОВАТЭК». Третий способ (размещение производства метанола в непосредственной близости от потребителей, т.е. непосредственно в районах газодобычи) является новым и радикальным решением данного вопроса. Например, снабжение метанолом Юрхаровского ГКМ, находящегося на берегу Тазовской губы, в короткий летний период навигации осуществляется по р. Обь и далее через Тазовскую губу на разгрузочный причал Юрхаровского промысла. Транспортировка метанола как опасного груза подкласса 6а (летучие легковоспламеняющиеся ядовитые
САУЛИТ-ИНЖИНИРИНГ 111141, Россия, г. Москва ул. Кусковская, д. 20А, оф. А201 Тел./факс: + 7 (495) 727-05-15 E-mail: info@saulit.ru http://www.sauiit.ru
Завод-изготовитель, проектирование, изготовление, строительство, комплектация «под ключ» блочно-модульных зданий
Вахтовые поселки для любого климата с любым уровнем комфорта
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ \ 25
Рис. 8. Общий вид установки производства метанола производительностью 12.5 тыс. тонн
Клапаны запорные игольчатые “КИ 400”
Производим
и реализуем
( і арлщрНрнгн п4|і*Ьіі*а їм «і гаї ІІМннмі - ПгкШЫМ їрс ІИНЬ АІНШ ІІГК.М'И.
» ■Гр*н С іу*і|Л Ні1 ЧгІІіч І б -МТ.
\UTcpiun псі і.шііил дствдсП: (. тлль , [.толь 4ДОь, Стрди 15ХМ» Сш. 12X1ЙІІ [СП. Спл* 10X1711ІІМЇГ,
І лілзии- фіігу [чі І5сімш, І ?пьЧ»і?оіс. К&прЬ'йн', з5іс*(
^ Ду С, їй,15, 20, 25 им _ Рї1,6-16МГД *
Мах. Е рлб. срсдиі до * 5€0 С
Приглашаем к сотрудничеству торгооыо организации
готовы рассмотреть Ваши предложения по изготовлению клапанйв на давление до 40 МПа, а также различным вариантам присоединения.
вещества) на удаленные газовые промыслы наземным либо водным транспортом осложняется тем, что требует особых мер безопасности, исключающих аварии, разливы, утечки и возгорания. В принципиальном отношении указанные экологические риски могут быть устранены именно при размещении производства метанола в непосредственной близости от потребителя, т.е. на территории газового промысла.
На рис. 7 представлена принципиальная технологическая схема действующей с 2007 г. на Юрхаров-ском ГКМ малотоннажной установки производства метанола, интегрированной в технологический процесс УКПГ. Производительность установки -12,5 тыс. тонн в год (см. рис. 8).
Исходным сырьем для производства метанола является природный газ. В основе технологии получения метанола лежат следующие процессы:
• паровая каталитическая конверсия парогазовой смеси под давлением 2,2 МПа при температуре 8500С в присутствии никелевого катализатора;
• рекуперация теплоты конвертированного газа с выработкой пара для технологических нужд производства;
• охлаждение и осушка конвертированного газа;
• компримирование конвертированного газа на первой ступени сжатия до 4,55 МПа, циркуляционного газа после смешения со свежим на второй ступени сжатия до 5,0 МПа;
• синтез метанола на низкотемпературном медьсодержащем катализаторе СНМ-1 под давлением 5,0 МПа при температуре 220-280°С;
• ректификация метанола-сырца для получения конечного продукта - метанола концентрации 93% масс.
Наиболее важные моменты - интеграция установки производства метанола с технологическими объектами УКПГ и обоснование экологической безопасности эксплуатации малотоннажных установок производства метанола в районах Крайнего Севера. Была поставлена и решена задача минимизации негативного воздействия на окружающую природную среду технологии малотоннажного производства метанола в промысловых условиях, в том числе по выбросам газов в атмосферу, сточным водам и твердым отходам. При этом сбросы и выбросы минимизировались и утилизировались в целом по УКПГ (т.е. суммарно по установкам подготовки газа и производства метанола). Разработанные технические решения обеспечили экологическую безопасность производства метанола на Юрхаровском ГКМ и позволили отказаться от транспортировки метанола на месторождение наземным и водным транспортом (что исключило экологические риски в случаях аварийных ситуаций при доставке метанола).
С учетом накопленного опыта в настоящее время проводится технологическое проектирование установки производства метанола производительностью 40 тыс. тонн в год.
640007, г. Курган,
ІКУРГЙНПРИІ50Р ул Ястржембского, 41
тел. (3522) 57-49-15. 53-71 76 Е-тпіІ: ргіЬог@іггїосслtr.ru
На правах рекламы
Сервисная компания «Автоматизация технологических систем»
АТС
ООО Сервисная компания «Автоматизация технологических систем» создана на базе одного из подразделений Научно-производственного объединения «Сибнефтеавтоматика» и работает в области автоматизации объектов нефтяной и газовой промышленности на протяжении двадцати лет. Мы предлагаем заказчику законченный комплекс услуг, включая проектирование, комплектацию, монтаж-наладку и сервисное гарантийное и послегарантийное обслуживание.
В ООО СК «АТС» несколько подразделений, выполняющих проектирование систем автоматизации, разработку прикладного программного обеспечения, комплектацию и производство нестандартных изделий и оборудования, монтаж, наладку и техническое обслуживание объектов автоматизации.
За время существования фирмы пройден большой путь по созданию и обслуживанию средств и систем автоматизации, начиная от традиционных локальных средств КИПиА до современных распределенных систем на базе микропроцессорных аппаратно-программных комплексов.
Наиболее тиражируемыми проектами являются:
■ системы телемеханики нефтяного и газового промысла,
■ АСУ ТП подготовки нефти и газоконденсата,
■ автоматизированная система контроля и управления печами;
■ телемеханизация нефтепроводов, продуктопроводов и газопроводов;
■ автоматизированная система измерения количества нефти и газа на коммерческих узлах учета;
■ АСУ ТП на объектах коммунального хозяйства;
■ Телеметрические системы противоаварийной защиты удаленных объектов с блоком автономного питания
■ Информационно-аналитические системы удаленного мониторинга технологических объектов
Заказчикам предоставляется сегодня широкий спектр лицензированных услуг:
■ комплекс инжиниринговых услуг от консультаций заказчика и обследования объектов до разработки проектов АСУ ТП;
■ проектирование и изготовление комплектных шкафов автоматики;
■ комплексная поставка программно - технических комплексов АСУ ТП;
■ поставка компонентов полевого уровня, включая первичные датчики, исполнительные механизмы, кабельную продукцию, монтажные заготовки и другие материалы, необходимые для реализации проекта;
■ монтаж и наладка систем автоматизации;
■ гарантийное и послегарантийное техническое и сервисное сопровождение введенных систем АСУ ТП;
■ обучение персонала заказчика.
Для осуществления своей производственной деятельности ООО СК «АТС» располагает специальной техникой, современными оснащенными производственными базами в городах Тюмень, Сургут, Губкинский. Стабильная востребованность рынком продукции ООО СК «АТС» достигнута благодаря индивидуальному и многовариантному подходу к пожеланиям заказчика, качеству услуг, предоставлению возможности получить автоматизированный процесс «под ключ».
625048 г. Тюмень, ул. Котовского, д. 1, корпус 2/5, а/я 1825
Тел./факс (3452) 444-920, 446-987
e-mail: tyumen@sc-ats.ru ■ www.sc-ats.ru
