CC BY
19
Минигулов Р.М., Лаптев А.Г., Тараскин М.М.
ВНЕДРЕНИЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ РАЗРАБОТОК ПРИ ДОБЫЧЕ И ПОДГОТОВКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Рассматриваются научно-технические, технологические, экологические и социальные достижения ООО «Ямбурггаздобыча», являющегося дочерним обществом ОАО «Газпром». Показывается экономическая эффективность реализованных решений. Дается обоснование применимости найденных решений для освоения месторождений углеводородов Ямала. Ключевые слова: энерго- и ресурсосбережение, освоение новых технологий и оборудования.
До экономического кризиса 2008 года общество «Ямбурггаздобыча» ежегодно добывало около 240 миллиардов кубических метров природного газа и свыше 1,5 млн. тонн газового конденсата. В структуре общей добычи ОАО «Г азпром» это составляло почти 44%. Вводимые в эксплуатацию новые газовые промыслы и месторождения позволяли удерживать удельный вес добычи на этом уровне (экономический кризис 2008 года несколько понизил показатели).
ООО «Ямбурггаздобыча» обладает лицензиями на добычу углеводородов трех месторождений: Ямбургского газоконденсатного (с 1986 года); Заполярного нефтегазоконденсатного (с 2001 года); Тазовского газонефтяного - началась разработка.
Газопромысловое и Нефтегазодобывающее управления Общества обеспечивают добычу углеводородного сырья. Подготовка газа к транспортировке осуществляется на 14 установках комплексной и предварительной подготовки газа (УКПГ). Эксплуатируется четырнадцать цехов дожимных компрессорных станций суммарной мощностью 1232 МВт. Фонд газовых и газоконденсатных скважин превышает 1600 единиц. Суммарная протяженность эксплуатируемых газопроводов-шлейфов - более 1600 километров.
Ввод в эксплуатацию Заполярного месторождения в 2001 году дал «Газпрому» выигрыш во времени для реализации работ по обустройству месторождений полуострова Ямал. Заполярное стало, по сути, полигоном по отработке новейших научных решений в областях техники, технологии и социальной сферы.
Подготовка месторождения к эксплуатации и освоение начались в 1996 году. Проект обустройства в стадии его реализации дорабатывался с учетом новейших достижений науки и техники. Пуск УКПГ-1С в эксплуатацию произошел в сентябре 2001 года. Впервые в мировой практике был создан газовый промысел мощностью 35 млрд.
м3 природного газа в год. Газопромысловые объекты по добыче газа из сеноманской залежи Заполярного выведены на проектную производительность - 100 млрд. м природного газа в год. Этот газ подается потребителям более чем из 450 скважин, сгруппированных в 56 кустов. Ввод в эксплуатацию и вывод на проектную мощность последней сеноманской установки комплексной подготовки газа УКПГ-ЗС отмечен общественной премией им. Н.К. Байбакова, присужденной Международной топливно-энергетической ассоциацией за достижения в технической, социальной и экологической сферах в 2004 г.
Дебит скважин Заполярного превышает 1 млн. м3 природного газа в сутки при депрессии на пласт в 2 кгс/см . Это связано с конструкцией скважины, применением новых методов строительства и технологий их освоения и пуска в работу [1]. Конструкция скважин повышенной устойчивости была отработана при освоении Ямбурга. Ее особенности: кондуктор из утолщенных труб перекрывает толщу многолетнемерзлых пород (ММП); эксплуатационная колонна скомпонована из труб с утолщенными стенками в зоне ММП и в местах установки пакера; лифтовая колонна оснащена комплексом скважинного оборудования и обеспечивает бесперебойную транспортировку на поверхность максимально возможного количества газа с минимальными потерями пластовой энергии.
Высокое качество первичного вскрытия продуктивных горизонтов обеспечили постоянным контролем всех технологических процессов при строительстве скважин станциями газотехнического контроля (ГТК). В результате избежали чрезмерной кольматации продуктивных пластов и исключили возникновение аварийных ситуаций. Скважины не доходят до газо-водяного контакта (ГВК) на 15-30 метров и стабильно работают в безводном режиме, долго не выходя на капитальный ремонт. Это позволяет снизить техногенную нагрузку на окружающую среду растворами, используемыми при ремонте скважин.
На стадии освоения скважин внедрена принципиально новая технология вторичного вскрытия пласта в два этапа. На первом этапе перфорируются нижние 5-10 м интервала с депрессией на пласт от 2 до 3 МПа. Это позволяет практически сразу удалить из скважины технологические жидкости, используемые при вскрытии пласта. После опорожнения скважины от жидкости вскрывают верхний интервал на равновесии давлений в скважине и продуктивном пласте, что дает возможность избежать кольматации пласта жидкостью вторичного вскрытия и ускорить очистку призабойной зоны от техногенной жидкости. В результате существенно увеличилась (в два раза по сравнению с традиционной технологией) продуктивность скважин.
Практически решена задача защиты технологического оборудования от коррозионного воздействия агрессивных жидкостей (они исключены из технологии вторичного вскрытия пласта). Новая технология отработана на 207 скважинах. Сравнительные результаты испытания скважин, освоенных по разным технологиям, представлены в работе [1].
Из всех освоенных по новой технологии скважин на 168 вывод на рабочий режим был сокращен на 30%. Соответственно было сэкономлено 168 млн. м3 природного газа и уменьшены выбросы вредных веществ и парниковых газов в атмосферу. Сэкономленный газ подан потребителям. Снижение выбросов - существенный вклад Общества в реализацию Россией Киотского соглашения. Экономический эффект превысил 100 млн. руб. только за счет экономии газа и снижения объема ремонтных работ.
Другой существенный вклад Общества в Киотское соглашение -отработанная технология ускоренного ввода скважин в эксплуатацию, в которой их прогрев проводится без утилизации газа на ГФУ кустовой площадки. Газ практически сразу идет на УКПГ, что ведет к значительной экономии газа залежи. Эффект от внедрения этой технологии уже превысил 20 млн. руб. за счет экономии газа, расходуемого на отжиг скважин.
Скважины Заполярного месторождения на начальном этапе работают в гидратном режиме из-за геологических особенностей сеноманской залежи, в том числе наличия многолетнемерзлых пород большой мощности (до 500 м). Для предотвращения
гидратообразования используют ингибитор - метанол. Он подается через специально подобранные экспериментально-расчетным методом шайбы, установленные на метанолопроводе каждой скважины. Благодаря этому в каждую из них подается необходимое и достаточное количество метанола. В результате расход метанола по месторождению существенно снижен и упростились операции по обслуживанию скважин, шлейфов и технологических линий.
Предложена новая технология переработки метанолсодержащих вод техногенного происхождения [2]. Схема предусматривает нетрадиционный подход к очистке многокомпонентных метанолсодержащих растворов на основе применения реактора электроэрозионного диспергирования. Метанолсодержащая водная смесь, образующаяся в процессе подготовки природного газа к транспортировке, собирается в емкость и далее насосом подается в проточный реактор электроэрозионного диспергирования (РЭД) для очистки от примесей нефтепродуктов и части растворенных солей. РЭД представляет собой диэлектрический сосуд с двумя электродами, между которыми находится слой металлических гранул (железная стружка). Засыпка гранул осуществляется через воронку.
Жидкость направляется в нижнюю часть РЭДа и через сетчатое днище заполняет реакционный объём, протекая через металлические гранулы. Через токопроводы на электроды подают импульсное напряжение (до 600 В) и между частицами металла возникают искровые разряды, приводящие к его эрозии. Продукты эрозий попадают в окружающую жидкость, сорбируют и коагулируют примеси (преимущественно высокомолекулярные соединения: С6 и более тяжелые). Кроме того, частично на поверхности продуктов эрозии сорбируются растворенные в воде соли.
Получаемая суспензия из реактора через сливное отверстие направляется самотеком в отстойник, где происходит ее разделение в поле гравитации. Осветленный водометанольный раствор фильтруется и через накопительную емкость направляется в массообменный модуль.
Твердый осадок, имеющий большую плотность (1200+1300 кг/м3), выводится из отстойника, обезвоживается или подвергается огневому обезвреживанию. Полученный шлам упаковывается в полиэтиленовые мешки и вывозится на площадку ТБО. Предварительная электроэрозионная обработка позволяет эффективно очищать метанолсодержащий раствор. Этот процесс характеризуется невысоким расходом энергии 0,5-1,0 кВт-ч/м3, обеспечивает полную очистку водных потоков от углеводородов с температурой кипения выше 110°С и частичную - от растворенных солей.
Метанолсодержащие растворы, образующиеся в процессе сепарации добытого природного газа, на современных промыслах направляются на регенерацию (обычно путем ректификации).
Применен метод математического моделирования ректификации и десорбции на основе использования модифицированной модели парожидкостного равновесия Соава-Редлиха-Квонга и математической модели процесса массообмена [3]. В ходе работы синтезировано более 10 различных способов организации процесса, базирующегося на предварительном применении электроэрозионной очистки. Полученные варианты подвергнуты параметрической оптимизации по критерию минимума энергетических затрат на разделения при обеспечении заданных требований к качеству технической воды. Выявлены два лучших по значению критерия оптимизации способа организации процесса, принадлежащие к классу чисто ректификационных технологий и классу, в котором ректификация комбинируется с десорбцией остаточного метанола горячим природным газом.
Для проверки результатов математического моделирования был проведен большой объем экспериментов. Экспериментальные исследования проводились на пилотной установке [4].
Обеспечено получение фракции технического метанола с его содержанием 94-95% масс, технической воды с концентрацией органических загрязнений не более 9 ррм, пятипроцентного раствора ДЭГа в воде. Получена адекватность используемых математических моделей экспериментальным данным.
Таким образом, разработана гибкая схема усовершенствованного процесса регенерации метанола, которая позволяет организовать замкнутый цикл водопотребления и значительно сократить объем жидких промстоков, направляемых на утилизацию.
Для модернизации основного оборудования очистки природного газа используются лучшие научно-технические решения. Среди них мультикассетные кольцевые сетчатые сепарационные насадки - МКН. Их отличительная особенность - возможность полной разборки, позволяющая проводить регулярное техническое обслуживание промывкой и пропаркой в разобранном виде без дополнительных затрат материалов, которые ведут к загрязнению окружающей среды. Первые аппараты с насадками МКН эксплуатируются с 1991 года. На одном из Заполярных месторождений внедрена новая конструкция сетчатой кассеты, позволившая впервые применить выходную сепарационную секцию из одной тарелки насадок МКН. Экономический эффект от внедрения насадок МКН составляет более 25 млн. руб. в год. Кроме насадок МКН в газосепараторах успешно используются контактные элементы «Инжехим». Расчет эффективности процесса сепарации дисперсной фазы выполнялся с использованием вероятностно-стохастической модели [5].
Все здания и сооружения Заполярного возведены на пластичномерзлых грунтах. Их особенность - мощные прослойки льда. Оттаяв, такой грунт теряет несущую способность. Как основание он может использоваться только в мерзлом состоянии по первому принципу. Соблюдение этого условия потребуется и на Ямале, где встречаются более сложные системы, включающие пластично-мерзлые соленые грунты. Их поддержание в мерзлом состоянии в процессе эксплуатации газовых промыслов - одно из ключевых условий сохранения экосистем Крайнего Севера.
Установка свай ведет к растеплению грунта и потере его несущей способности. В естественных условиях замерзание грунта вокруг свай требует нескольких лет, а в пластично-мерзлых грунтах может не наступить и вовсе. Кроме того, в процессе эксплуатации зданий и сооружений выделяется много тепла, которое вызывает растепление мерзлых грунтов. Решить эти проблемы удалось благодаря широкому применению термостабилизаторов и систем ГЕТ и BET, в основе которых - эффект парожидкостных тепловых трубок, использующих зимний холод атмосферы для охлаждения грунтов [6]. Данных систем
установлено свыше 12000 комплектов, и они обеспечивают быстрое накопление зимой холода в грунте оснований. В результате сваи набирают необходимую несущую способность в грунте за один - два сезона, и она сохраняется в процессе их эксплуатации. Эти технологии позволили ввести в эксплуатацию Заполярное месторождение в кратчайшие сроки. Контроль за их соблюдением и мониторинг геокриологической обстановки на месторождении, без которых невозможно грамотное строительство и эксплуатация зданий и сооружений, осуществляет специализированная научноисследовательская лаборатория мерзлоты ООО «Ямбурггаздобыча». На базе лаборатории мерзлоты и ремонтных подразделений создается современная система менеджмента рисков эксплуатации зданий и сооружений в геокриологических условиях Крайнего Севера Западной Сибири, отвечающая требованиям системы менеджмента качества ГОСТ Р ИСО 9000:2000 и базовым принципам устойчивого развития.
В заключение можно отметить актуальность разработок ООО «Ямбурггаздобыча» и их применимость для освоения месторождений Ямала. Они позволят повысить технологический уровень проектных работ, минимизировать себестоимость добываемого газа, объемы инвестиций и сроки обустройства новых месторождений дочерними обществами ОАО «Газпром».
Источники
1. Андреев О.П., Салихов З.С., Минигулов Р.М., Арабский А.К. Принципы устойчивого развития и новые технологии на месторождениях природного газа ООО «Ямбурггаздобыча» // Научно-практический межотраслевой журнал «Интеграл», 2005. - №6 (26). - С. 23-25.
2. Андреев О.П., Минигулов Р.М., Арабский А.К., Бан А.Г., Бублей А.Л., Писаренко В.Н. Новая технология переработки метанолсодержащих вод техногенного происхождения // Газовая промышленность, 2004. -№10. - С.44-47.
3. Лаптев А.Г., Фарахов М.И. Разделение гетерогенных систем в насадочных аппаратах. -Казань: Казанский государственный энергетический университет, 2006. - 342 с.
4. Минигулов Р.М., Салихов З.С., Бублей А.Л. З.С. Салихов, А.Л. Бублей, А.В. Тимошенко, Е.А. Анохина, Тимошенко А.В., Анохина Е.А. Повышение эффективности регенерации метанола на газодобывающих предприятиях / Химическая промышленность, 2008. - №9. - С. 37-40.
5. Лаптев А.Г. Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов. - Казань: Издательство Казанского университета, 2007. - 500 с.
6. Авторское свидетельство Союза Советских Социалистических Республик на изобретение № 1558131. Установка для комплексной подготовки природного газа. Лисоводер Г.К., Елистратов В.И., Чичаев М.Ф., Ляхов Ж.Н., Болтенко И.В., Демин В. М., Минигулов Р.М., Слесарев И.В., Михайлов Н.В./ заявитель и патентообладатель Государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» №4321351; заявл. 22.09.1987; опубл. 15.12.1989.
