CC BY
159
УДК 622.279.8
Специфика промысловой подготовки газов ачимовских залежей
Ключевые слова:
нефтегазокон-
денсатное
месторождение,
ачимовские залежи,
низкотемпературная
сепарация,
эжектор,
нестабильный
конденсат,
давление
насыщенных паров, температура точки росы.
А.В. Прокопов1*, А.Н. Кубанов1, В.А. Истомин1, Д.Н. Снежко1, А.Н. Чепурнов2, А.К. Акопян3
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 Wintershall Holding GmbH, Российская Федерация, 117485, г. Москва, ул. Обручева, д. 30/1, стр. 1
3 ОАО «Ачимгаз», Российская Федерация, 629303, ЯНАО, г. Новый Уренгой, мкр. Советский, д. 7, к. 2а * E-mail: A_Prokopov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Рассмотрены особенности промысловой подготовки пластового газа ачимовских залежей: термобарические условия залегания, состав пластового флюида, параметры сырого газа на входе в установку комплексной подготовки газа, специфика фазового поведения рабочих сред и применения метанола. Показано, что подготовка ачимовских газов по традиционной технологии низкотемпературной сепарации (НТС) с эжектором имеет температурный предел проведения процесса приблизительно -30 °С и не позволяет в полной мере реализовать углубленное извлечение углеводородов С3+.
Предложена усовершенствованная технология НТС с эжектором, позволяющая повысить выход товарного нестабильного конденсата. Рассмотрены направления дальнейшего развития технологии с целью увеличения количественных показателей извлечения углеводородов С3+В в составе нестабильного или деэтанизированного конденсата.
Разработка ачимовских залежей - перспективное направление дальнейшего развития ПАО «Газпром». Суммарные геологические запасы компонентов ачимовских залежей ЯНАО составляют около 3,0 трлн м3 газа, 900 млн т конденсата и 2600 млн т нефти. Освоение ачимовских отложений Уренгойского региона позволит ежегодно получать из них около 10 % совокупного объема годовой национальной добычи газа [1].
Подготовка газа ачимовских залежей впервые на территории России в рамках опытно-промышленной эксплуатации началась в 2008 г. на первом участке Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) после ввода на УКПР-31 первых двух цехов с суммарной производительностью по пластовому газу 10 млн м3/сут (суммарная проектная производительность УКПГ-31 - приблизительно 30 млн м3/сут). Вторым производственным объектом разработки ачимовских отложений стала введенная в эксплуатацию в 2009 г. УКПГ-22 производительностью по пластовому газу 10 млн м3/сут. Подготовка газа и конденсата на УКПГ-31 и УКПГ-22 осуществляется согласно традиционной трехступенчатой схеме низкотемпературной сепарации (НТС) с эжектором на температурном уровне до -30 °С. Товарная продукция промыслов - газ, подготовленный по требованиям СТО Газпром 089-2010, и нестабильный конденсат (НК), подготовленный в соответствии с СТО Газпром 5.11-2008, группа 2 [2, 3].
В 2014 г. началась разработка ачимовской залежи Самбургского участка Уренгойского НГКМ. Подготовка газа на данном объекте осуществляется по технологии НТС с турбодетандерными агрегатами. Номинально температура НТС составляет —31...—30 °С, однако существует возможность работать на пониженном температурном уровне сепарации до -40 °С. Товарными продуктами УКПГ являются газ (смесь газов сепарации и деэтанизации) и деэтанизированный конденсат (ДК).
Далее в статье проанализирована классическая технология НТС с эжектором применительно к подготовке газа ачимовских отложений. Принципиальная схема этого способа подготовки газа и извлечения НК приведена на рис. 1 [4]. Использование эжектора позволяет вовлекать низконапорные газы концевой ступени дегазации конденсата
УКПГ - установка комплексной подготовки газа.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема подготовки ачимовского газа (НТС с эжектором):
МГ - магистральный газопровод; ЗПКТ - завод по подготовке конденсата к транспорту; ВМР - водно-метанольный раствор; БЕ - буферная емкость; ЗРА - запорно-регулирующая арматура; ВХ - аппарат воздушного охлаждения; Т - теплообменник; К - колонна-абсорбер; С - сепаратор;
Н - насос; Р - разделитель
в технологический цикл подготовки газа. Схема содержит минимальный набор технологического оборудования и отвечает требованию минимизации стартовых инвестиций в УКПГ.
Детальный анализ фактических режимов работы УКПГ-31 и расчетное моделирование технологических процессов с использованием программных продуктов ИУ8У8 (США) и «Комфорт-Модельгаз» (РФ) позволили выявить специфические особенности работы установок подготовки ачимовского газа. В качестве базы для сравнения приняты хорошо
изученные и разрабатываемые в течение длительного времени валанжинские залежи.
Для ачимовских залежей характерны высокие значения пластовых температур и давлений. Соответствующие пластовые флюиды в свою очередь имеют следующие особенности (определяющие специфику технологии подготовки газа и конденсата):
• высокое содержание углеводородов С3+ в пластовом газе;
• наличие парафинов в газовом конденсате;
• высокая температура конца кипения конденсата.
Рассмотрим выделенные особенности подробнее.
Высокие значения пластового давления и пластовой температуры
Ачимовские залежи характеризуются пластовым давлением 60...65 МПа и пластовой температурой 105... 115 °С [5]. Высокие пластовые давления определяют большой перепад давления на устьях скважин: давление снижают до 12.13 МПа, что приводит к снижению устьевой температуры с 55.60 до 35.40 °С (при этом отсутствует риск гидратообразова-ния на устьях скважин). Нужно отметить, что в рассматриваемой области термобарических параметров дифференциальный коэффициент Джоуля - Томсона составляет всего лишь 0,08 град/бар, в то время как на установке НТС этот показатель возрастает до 0,3.0,4 град/бар.
Повышенные пластовые температуры определяют высокое равновесное влагосодер-жание пластового газа: даже на начальной стадии разработки ачимовских залежей оно составляет 5.7 г/м3, в то время как для валан-жинских залежей характерны влагосодержа-ния на уровне 2.3 г/м3, а для аптской залежи Бованенковского НГКМ - на уровне менее 1 г/м3. Высокие значения температур газа в пласте определяют и более высокие температуры газа на входе в УКПГ - на уровне 30.35 °С, что выше температуры гидратообразования, поэтому подача антигидратного реагента - метанола - может потребоваться только на самых удаленных кустах скважин. В связи с этим концентрация метанола в пластовой воде, отделяемая на стадии первичной сепарации газа и трехфазного разделения отсепарированной жидкости, оказывается в пределах допустимых значений (т.е. не более 4 % масс.). Это обстоятельство позволяет применить на УКПГ технологию циркуляции ВМР из низкотемпературной ступени сепарации на вход в установку НТС и «регенерацию» метанола из ВМР в потоке газа в специальном «отдувочном» аппарате - десорбере-сепараторе [4]. Она реализована на УКПГ-22 и УКПГ-31. Технология от-дувки метанола позволила исключить необходимость в самостоятельной установке, предназначенной для регенерации метанола методом ректификации.
Высокое содержание углеводородов С3+ в пластовом газе
Содержание пропан-бутанов и углеводородов (УВ) С5+ в пластовом газе ачимовских залежей составляет 110.120 г/м3 и 300.400 г/м3 соответственно. Это в два-три раза выше, чем для газов валанжинских залежей.
Ранее показано [6], что для газа с содержанием УВ С5+ в количестве 160 г/м3 минимально возможная температура НТС составляет -32.-30 °С (из-за увеличения удельного количества газов дегазации при понижении температуры НТС и возможности эжектора по их утилизации). Однако при снижении содержания УВ С5+ в пластовом газе в два раза (до 80 г/м3) эта температура может достигать -43 °С. Отметим, что представленные закономерности получены для температуры в концевом дегазаторе конденсата -5 °С [6].
Отличительной особенностью подготовки ачимовских газов по сравнению с валан-жинскими является необходимость поддержания более высоких температур в концевой емкости дегазации НК (23.25 °С), газ из которой поступает на эжектор. Для сравнения: на ва-ланжинских УКПГ эта температура составляет -5.-2 °С. Высокая температура в концевом дегазаторе дополнительно увеличивает количество газов дегазации, снижает выход товарного НК и в большей степени ограничивает применение эжекторной схемы.
Типовые газовые эжекторы, применяемые на УКПГ, гарантированно обеспечивают коэффициент эжекции, равный 0,1. Это означает, что количество пассивного потока (газа концевой дегазации конденсата) должно составлять не более 10 % от общего количества активного потока. Применительно к ачимовским газам зависимости количества газов дегазации от температуры НТС для технологической схемы НТС с эжектором приведены на рис. 2. Для ачи-мовских газов с содержанием УВ С5+ 300 г/м3 предельное количество газов дегазации (10 % газа сепарации) соответствует температуре НТС -32.-30 °С. Аналогичный вид имеет зависимость площади поверхности рекуперативного теплообменного узла (теплообменники Т-1 и Т-2), которая необходима для достижения конкретной температуры НТС, от самого значения достигаемой температуры НТС: асимптотический рост площади поверхности приходится также на температуру НТС приблизительно -30 °С. Значительное увеличение
£ 60
40
и еС Ю О си
30
а
о £
о о О
20
10
Дав | 1 ление НТС, МПа: 5 _ 6
—
-50 -40 -30 -20
Температура НТС, °С
Рис. 2. Зависимость количества газов дегазации от температуры НТС
40 -60
-50
-40
-30 -20
Температура, °С
Рис. 3. Степень извлечения компонентов С3, С4, С3-С4 и С5+ в составе НК в зависимости от температуры НТС (давление НТС - 5,6 МПа)
количества пассивного потока и площади поверхности рекуперативного теплообменного узла при температуре НТС -32...-30 °С принципиально не позволяет использовать эжектор-ную технологию для работы на пониженном температурном уровне НТС.
Отметим также, что давление максимальной конденсации УВ в составе НК на изотерме НТС, равной -30 °С, составляет 4,5.5,0 МПа, что несколько ниже фактического уровня давления НТС 5,5.6,0 МПа. Это означает, что повысить выход НК можно за счет понижения давления НТС (кроме того, понижение давления приведет к снижению содержания легких УВ в конденсате и, следовательно, позволит немного понизить температуру НТС), однако потребуется вводить в систему УКПГ дожим-ные мощности, что нерационально, учитывая небольшую степень сжатия газа.
Еще одним следствием высокого содержания УВ С3+ в пластовом газе является высокая степень извлечения С5+ даже при умеренно низкой температуре НТС на уровне -30 °С. Показано [7], что остаточное содержание в газе сепарации пластовых газов с содержанием УВ С5+ в количестве 100.250 г/м3 составляет от 2,0 до 6,0 г/м3, а степень извлечения - от 98.96 %. Для газов ачимовских залежей с содержанием УВ С5+ в количестве 300 г/м3 остаточное содержание составляет ~3,0 г/м3, а степень извлечения - более 99 %. Высокая степень извлечения УВ С5+ позволяет
рекомендовать к применению эжекторную схему подготовки газа на умеренно низком температурном уровне НТС (приблизительно -30 °С) при получении на промысле стабильного конденсата. Если же товарной продукцией является НК или ДК, применение технологии НТС может оказаться недостаточно эффективным, так как степень извлечения пропана и бутанов в составе жидкой продукции невелика: 55 и 75 % соответственно (рис. 3).
Высокое содержание парафинов в газовом конденсате
Отличительной особенностью ачимовских флюидов является высокое содержание парафинов (УВ С16+В), причем их количество может составлять 8 % масс. и более. Наличие парафинов в составе входного газа оказывает существенное влияние на технологические процессы подготовки газа, заключающееся в отложении парафинов на элементах сепарацион-ного и теплообменного оборудования, частичном перекрытии сечения проточной части аппаратов, увеличении перепада давления в теплообменниках и снижении их коэффициента теплопередачи, повышении температуры концевой ступени сепарации и ухудшении показателей качества газа (точки росы по УВ) и др. Предложено предотвращать отложения парафинов рециркуляцией легкого конденсата [8, 9]. Этот технологический прием экспериментально еще не проверен.
& 50
Риски осложнений в технологическом процессе НТС из-за отложения парафинов могут быть снижены при качественной сепарации входного газа в первичных сепараторах. Для того чтобы загрузка сепараторов была равномерной, а сепарация газа более качественной, представляется целесообразным включение в состав УКПГ входных пробкоуловите-лей. На УКПГ-31 и УКПГ-22 пробкоуловите-ли отсутствуют, однако на каждой технологической линии имеется массообменный аппарат - десорбер-сепаратор для «отдувки» метанола из ВМР. Наличие такого аппарата приводит к дополнительной очистке газа от углеводородной жидкости, что снижает риски пара-финоотложений в низкотемпературной части установки.
Характерной особенностью технологических схем подготовки газа на УКПГ-31 и УКПГ-22 является поддержание высокой температуры в концевом разделителе или дегазаторе (не ниже 24 °С), что также вызвано необходимостью предотвращения отложения парафинов. Конденсат после концевой дегазации необходимо подогревать до температуры приблизительно 30 °С перед его поступлением во внешний конденсатопровод.
В технологических схемах НТС с получением в качестве товарной жидкой продукции НК термобарические параметры в емкости концевой дегазации подбирают таким образом, чтобы обеспечить транспорт НК после дожатия насосами в однофазном состоянии. Например, на валанжинских промыслах Ямбургского и Заполярного месторождений эти параметры составляют -5.-3 °С и ~3 МПа. Холодный конденсат после дожа-тия насосами поступает в конденсатопровод и транспортируется на ЗПКТ в Новом Уренгое. Максимальная температура этого потока в процессе транспортирования в летний период составляет 4 °С. При такой температуре давление насыщенных паров (ДНП) конденсата возрастет до 3,3 МПа, но, поскольку его давление
всегда больше 4,0 МПа, конденсат с валанжин-ских промыслов при соблюдении термобарических условий концевой дегазации всегда транспортируется в однофазном состоянии.
Как отмечалось ранее, на ачимовских УКПГ товарный конденсат формируется при температуре ~24 °С, а транспортируется при температуре ~30 °С. Очевидно, что по сравнению с валанжинскими конденсатами его ДНП при прочих равных условиях значительно ниже, например, при температуре 4,0 °С ДНП ачимов-ского конденсата составит 2,5 МПа (если абстрагироваться от опасности парафинообразо-вания). Это свидетельствует, что НК с ачимов-ских УКПГ с точки зрения ДНП имеет существенный запас. Расчеты показали, что проведение процесса концевой ступени разделения НК ачимовских залежей при параметрах, характерных для валанжинских УКПГ, увеличит удельный выход НК на 5 % масс. (~20 г/м3).
Надо отметить, что высокое содержание парафинов в составе пластового газа ачи-мовских залежей носит временный характер и будет постепенно уменьшаться в процессе разработки месторождения в результате снижения пластового давления и конденсации тяжелых углеводородов непосредственно в пласте. Поэтому на определенном этапе разработки месторождения можно снизить температуру в емкости концевой дегазации конденсата и тем самым увеличить выход товарного НК.
Высокая температура конца кипения конденсата
Кроме высокого содержания УВ С5+ в пластовом газе важную роль играет параметр «температура конца кипения конденсата». Характеристика тяжелых УВ пластовых флюидов для различных объектов добычи приведена в таблице. Как видим, ачимовский конденсат характеризуется максимально высокой молекулярной массой самой тяжелой фракции и самой высокой температурой конца кипения конденсата.
Характеристика высококипящих фракций пластовых флюидов
Залежь Молярная масса самой тяжелой фракции, г/моль Температура конца кипения, °С Конденсатный фактор, г/м3
Аптская Бованенковского НГКМ 340 390 2,3
Валанжинская Заполярного НГКМ 409 441 144
Валанжинская Ямбургского НГКМ 413 485 75
Ачимовская Уренгойского НГКМ (участок УКПГ-31) 600 595 290
Большое содержание парафинов в газовом конденсате в сочетании с высокой температурой конца кипения конденсата при моделировании технологических процессов определяет весьма большое расхождение расчетного и инструментального способов определения температуры точки росы газа сепарации по УВ (ТТРУВ). Расчетный способ определения ТТРУВ подразумевает построение адекватной технолого-математической модели всей системы подготовки газа в одном из существующих программных комплексов. При построении такой модели необходимо задавать капельные уносы жидкости из сепараторов, мг/м3. В программных комплексах расчетное значение ТТРУВ соответствует температуре появления первой капельки жидкости, которую практически невозможно увидеть на зеркальце приборов конденсационного типа (Higrovision, «Конг-Прима»). В рассматриваемом случае расхождение в зависимости от величины капельных уносов в сепарационном оборудовании может составлять 90 градусов и более. Например, результат измерения ТТРув составляет -20 °С, а расчетным способом можно получить +70 °С.
Таким образом, необходимо уточнение понятийного аппарата по требованиям к показателям качества товарного газа газоконденсат-ных месторождений. Так, для апт-сеноманских газов Бованенковского НГКМ рассмотрен
-10
Й 8 8
«
а 6
-
8
8 2 к
х -
и £
Унос, мг/м3: — 500 1 1 1 1 1
- 250 — 50 --0 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
) 1 1 1 1
0
-15 -20 -25 -30 -35
Температура, °С
Рис. 4. Зависимость содержания жидкости в газе сепарации от температуры этого газа и уноса жидкости из сепаратора при фиксированной температуре НТС -30 °С
методический подход к расчетному определению ТТРУВ газа сепарации [10]. Предложено расчетным значением ТТРУВ считать такую температуру, при которой содержание жидкости в газе сепарации составляет 1 мг/м3. Подобный подход может быть применен и для расчета ТТРУВ ачимовских газов. Удельные количества жидкости, образующиеся при охлаждении ачи-мовского газа НТС (УКПГ-31) на температурном уровне сепарации -30 °С при различном уносе жидкой фазы, приведены на рис. 4.
В паспортах качества товарного газа, как правило, фигурируют значения ТТРУВ ~ -29 °С. В зависимости от уноса указанному значению ТТРУВ соответствует выделяемая жидкость в количестве от 0,1 мг/м3 (унос 50 мг/м3) до 6 мг/м3 (унос 250 мг/м3). Учитывая среднюю фактическую эффективность сепараторов на уровне 50.100 мг/м3, в качестве расчетного можно принять такое значение ТТРУВ, при котором на 1 м3 газа сепарации конденсируется ~0,5 мг/м3 УВ-жидкости. Предлагаемый прием устраняет противоречие между расчетным и инструментальным способами определения ТТР .
1 1-гУВ-
Пути усовершенствования дроссельной схемы НТС
В настоящее время накоплен достаточно большой опыт эксплуатации технологических схем подготовки ачимовских газов. Выявленные особенности позволяют предложить направления усовершенствования существующих технологических схем подготовки газа и разработать новые схемы, решающие задачу максимально полного извлечения УВ С3+. Рассмотрим эти предложения в порядке нарастания сложности технико-технологических решений.
В типовой схеме НТС с эжектором (см. рис. 1) жидкость из промежуточного сепаратора С-2 направляют в первичный разделитель Р-1, что не рационально, так как практически весь метанол, содержащийся в этом потоке ВМР, теряется с водой, подлежащей закачке в пласт. Метанол этого потока необходимо вовлечь во внутреннюю рециркуляцию ВМР. На УКПГ-31 имеется возможность подачи этой жидкости на вход Р-2. Данный технологический прием в настоящее время проходит апробацию: потребление метанола снижается с 0,95 до 0,70 г/м3.
Дополнительное извлечение конденсата по эжекторной технологии применительно
4
к ачимовским газам может быть достигнуто специальной подготовкой газа концевой дегазации, поступающего на эжектор в качестве пассивного потока. Содержание компонентов С3+ в этом газе в пересчете на входной газ составляет 15.20 г/м3. Охлаждение такого газа, например, до -30 °С с последующей сепарацией сконденсировавшейся жидкости (смеси конденсата и ВМР) уменьшит количество поступающего на эжектор газа, а также снизит температуру НТС с -30 до -33 °С и ниже. Тем самым увеличится выход НК примерно на 10 г/м3. Одновременно при этом снизится и потребление метанола.
Охлаждение низконапорного газа можно осуществить как «собственными силами» -за счет холода низкотемпературного конденсата, так и применением пропановой холодильной установки (ПХУ). Вариант технологической
схемы НТС с эжектором и подготовкой низконапорных газов дегазации с использованием ПХУ приведен на рис. 5. Установка дополнительного извлечения конденсата включает двухсекционный теплообменник Т-4, предназначенный для охлаждения низконапорного газа, испаритель И-1 ПХУ для окончательного охлаждения этого газа, сепаратор С-4, трехфазный разделитель Р-3 и насос нестабильного конденсата Н-2. На действующей УКПГ-31 имеет место перегрузка концевых буферных емкостей БЕ-1, поэтому целесообразно провести дегазацию нагретого конденсата, выделенного в низкотемпературном узле «С-3 - Р-2», использовав имеющиеся «свободные» емкости БЕ-2 или установив новые аппараты.
Более существенное извлечение УВ С3+ с товарным конденсатом (НК или ДК) может быть достигнуто переходом на пониженный
Газ на собственные нужды
-Л-
-Л-
Товарный газ
Метанол—. ВХ-1 |-Метанол
К-1
X
П ьх-! Г"
Метанол,
1 , Т-3
к
Т-1
Метанол
Т-2
С-2
Насосная конденсата
Нагрев НК
Рис. 5. Технологическая схема НТС с эжектором и подготовкой низконапорных газов дегазации:
Д - дегазатор; Э - эжектор; Е - накопительная емкость; И - испаритель; остальные условные обозначения
см. в экспликации к рис. 1
температурный уровень сепарации Важно отметить, что проведение процесса
-50.-40 °С и, возможно, ниже. Переход НТС на температурном уровне до -40 °С осу-
на пониженные температуры столь сильно ществимо по дроссельной схеме. Тогда как для
увеличивает количество газа концевой дегаза- реализации технологий на более низком темпе-
ции, что принципиально исключает использо- ратурном уровне потребуются турбохолодиль-
вание эжекторов: низконапорные газы подле- ная техника и использование процесса ректи-
жат охлаждению с отделением тяжелых угле- фикации. Разработка таких новых промысло-
водородов и метанола, оставшиеся газы дега- вых технологий является предметом самосто-
зации компримируют с последующей подачей ятельных исследований, которые в настоящее
в газ сепарации. время проводит ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Список литературы
1. Маркелов В. А. Обоснование стратегии освоения ачимовских отложений Уренгойского месторождения / В.А. Маркелов, А.Г. Черепанов, А.Г. Филиппов и др. // Газовая промышленность. - 2016. - № 1. - С. 40-45.
2. Корякин А.Ю. Освоение участков ачимовских отложений ООО «Газпром добыча Уренгой» / А.Ю. Корякин, И.В. Игнатов, А.Ю. Неудахин и др. // Научный журнал российского газового общества. - 2017. - № 3. - С. 21-28.
3. Корякин А.Ю. Совершенствование технологии ингибирования установки низкотемпературной сепарации ачимовских залежей / А.Ю. Корякин, А. Ю. Неудахин,
Р. А. Мухетдинов и др. // Технологии нефти и газа. - 2017. - № 6. - С. 10-13.
4. Николаев О. А. Опыт эксплуатации основного технологического оборудования по подготовке к транспорту газа ачимовских горизонтов
на УКПГ-22 ООО «Газпром добыча Уренгой» / О.А. Николаев, А.В. Букин // Сборник научных трудов ООО «Газпром добыча Уренгой». -М.: Недра, 2013. - С. 83-90.
5. Тюрин В.П. Особенности эксплуатации газоконденсатных скважин с пологим окончанием в условиях АВПД и низких ФЕС / В.П. Тюрин, Д.Г. Фатеев, А.А. Ефимов и др. // Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - № 7. -С. 40-45.
6. Кубанов А.Н. Границы применимости технологии НТС / А.Н. Кубанов,
Е.Н. Туревский, А.В. Елистратов и др. // Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа: сб. науч. тр. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. - № 11. -С. 19-26.
7. Прокопов А.В. Степень извлечения
и остаточное содержание углеводородов С5+ в газе сепарации газоконденсатных месторождений / А. В. Прокопов, В. А. Истомин, Д.М. Федулов // Нефтегазохимия. - 2016. -№ 2. - С. 64-70.
8. Бекиров Т.М. Технология обработки газа
и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. -М.: Недра Бизнесцентр, 1999. - 596 с.
9. Савченко Е.И. Борьба с парафиноотложением при разработке ачимовских залежей Уренгойского месторождения / Е.И. Савченко, А.Н. Дудко, Д.М. Замалиева и др. // Научный форум. Сибирь. - 2016. - Т. 2. - № 4. -
С. 51-52.
10. Кубанов А.Н. Новый методический подход к расчетному определению температуры точки росы газа сепарации по углеводородам / А.Н. Кубанов, Д.М. Федулов, А.В. Сокерин
и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2017. - № 2. - С. 63-71.
Specific character of field treatment in respect to gases from Achim deposits
A.V. Prokopov1*, A.N. Kubanov1, V.A. Istomin1, D.N. Snezhko1, A.N. Chepurnov2, A.K. Akopyan3
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Wintershall Holding GmbH, Bld. 1, Est. 30/1, Obrucheva street, Moscow, 117485, Russian Federation
3 Achimgaz JSC, Bld. 2a, Est. 7, Sovetskiy microdistrict, Novyy Urengoy, Yamal-Nenets autonomous district, 629303, Russian Federation
* E-mail: A_Prokopov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Field processing of Achim reservoir gases is considered in detail, including thermodynamic conditions and formation fluid composition, parameters of raw gas at the inlet separators, specificity of phase behavior of fluids
during processing, as well as methanol application for hydrate control. It is shown that processing of Achim gases by traditional low-temperature separation (LTS) technology with ejector has a temperature limit of about minus 30 °C and does not allow full realization of deep C3+ hydrocarbons extraction.
An improved LTS technology with ejector is suggested to increase the yield of unstable condensate. Also, few directions for perfection of technologies are outlined in respect to rising of C3 + extraction into unstable or de-ethanized condensate.
Keywords: oil and gas condensate fields, Achim deposits, low-temperature separation, ejector, unstable condensate, saturated vapor pressure, dew-point temperature.
References
1. MARKELOV, V.A., A.G. CHEREPANOV, A.G. FILIPPOV et al. Substantiation of strategy for development of the Urengoy-field Achim deposits [Obosnovaniye strategii osvoyeniya achimovskikh otlozheniy Urengoyskogo mestorozhdeniya]. GazovayaPromyshlennost. 2016, no. 1, pp. 40-45. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. KORYAKIN, A.Yu., I.V. IGNATOV, A.Yu. NEUDAKHIN et al. Development of the Achim-deposit sites of the Gazprom Dobycha Urengoy LLC [Osvoyeniye uchastkov achimovskikh otlozheniy OOO "Gazprom dobycha Urengoy". Nauchnyy Zhurnal Rossiyskogo Gazovogo Obshchestva. 2017, no. 3, pp. 21-28. ISSN 2412-6497. (Russ.).
3. KORYAKIN, A.Yu., A.Yu. NEUDAKHIN, R.A. MUKHETDINOV et al. Perfection of an inhibition technology for a low-temperature Achim-deposit separating plant [Sovershenstvovaniye tekhnologii ingibirovaniya ustanovki nizkotemperaturnoy separatsii achimovskikh zalezhey]. Tekhnologii Nefti i Gaza. 2017, no. 6, pp. 10-13. ISSN 1815-2600. (Russ.).
4. NIKOLAYEV, O.A., A.V. BUKIN. Practice of exploiting main process UKPG-22 equipment of Gazprom Dobycha Urengoy LLC aimed at Achim gas treatment for transportation [Opyt ekspluatatsii osnovnogo tekhnologicheskogo oborudovaniya po podgotovke k transportu gaza achimovkikh gorizontov na UKPG-22 OOO "Gazprom dobycha Urengoy"]. In: Collected papers of the Gazprom Dobycha Urengoy LLC. Moscow: Nedra, 2013, pp. 83-90. (Russ.).
5. TYURIN, V.P., D.G. FATEYEV, A.a. YEFIMOV et al. Peculiar features in operating gas-condensate wells with a gently declining ending in conditions of abnormally high pressure and low porosity and permeability [Osobennosti ekspluatatsii gazokondenstnykh skvazhin s pologim okonchaniyem v usloviyakh AVDP i nizkikh FES]. Ekspozitsiya Neft i Gaz. 2016, no. 7, pp. 40-45. ISSN 2076-6785. (Russ.).
6. KUBANOV, A.N., Ye.N. TUREVSKIY, A.V. YELISTRATOV et al. Limits of the low-temperature separation technology applicability [Granitsy primenimosti tekhnologii NTS]. In: Natural gas as a motor fuel. Treatment, processing and application of gas [Prirodnyy gaz v kachestve motornogo topliva. Podgotovka, pererabotka i ispolzovaniye gaza]: collected papers. Moscow: IRTs Gazprom, 1997, no. 11, pp. 19-26. (Russ.).
7. PROKOPOV, A.V., V.A. ISTOMIN, D.M. FEDULOV. Recovery ratio and residual of C5+ hydrocarbons in a separated gas from gas-condensate fields [Stepen izvlecheniya i ostatochnoye soderzhaniye uglevodorodov C5+ v gaze separatsii gazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Neftegazokhimiya. 2016, no. 2. pp. 64-70. ISSN 2310-8266. (Russ.).
8. BEKIROV, T.M. and G.A. LANCHAKOV. Gas and gas-condensate processing technology [Tekhnologiya obrabotki gaza i kondensata]. Moscow: Nedra-Bisnestsentr, 1999. (Russ.).
9. SAVCHENKO, Ye.I., A.N. DUDKO, D.M. ZAMALIYEVA et al. Struggle against paraffin sedimentation during development of Achim deposits at Urengoy field [Borba s parafinootlozheniyem pri razrabotke achimovskikh zalezhey Urengoyskogo mestorozhdeniya]. Nauchnyy Forum. Sibir. 2016, vol. 2, no. 4, pp. 51-52. (Russ.).
10. KUBANOV, A.N., D.M. FEDULOV, A.V. SOKERIN et al. A new methodical approach to calculation of the separator gas triple point temperature by hydrocarbons [Novyy metodicheskiy podkhod k raschetnomy opedeleniyu temperatury tochki rosy gaza separatsii po uglevodorodam]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti. 2017, no. 2, pp. 63-71. ISSN 2070-6820. (Russ.).
