Министерство образования Российской Федерации

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Н. Л. Шешуков

сбор и подготовка скважинной

продукции газовых и газоконденсатных месторождений

Учебное пособие для студентов специальности:

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»,

специализации:

«Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»

заочной сокращенной формы обучения

Тюмень, 2008

УДК 622. 279.23

Шешуков Н. Л. Сбор и подготовка скважинной продукции газовых

и газоконденсатных месторождений.-. Учебное пособие.–

Тюмень: ТюмГНГУ, 2008 – с.: ил.

В учебном пособии излагаются основные современные принципы добычи природного газа и газового конденсата, основанные на эксплуатации газовых скважин, представляющих собой вертикальные или наклонные трубопроводы, проложенные в горных выработках, соединяющих газоносный пласт с дневной поверхностью, выполненных с помощью вращательного бурения.

Большое внимание уделено требованиям к конструкциям газовых скважин – основных объектов добычи газа, технологии их освоения и исследования, с целью обоснования технологических режимов их эксплуатации. Рассмотрены методы эксплуатации скважин в осложненных условиях, особенно при наличии в их разрезах многолетнемерзлых пород, а также основные методы интенсификации притока газа

Изложены технологические схемы сбора и подготовки газа и конденсата к дальнему транспорту на месторождениях Крайнего Севера.

Учебное пособие предназначено в основном для студентов вузов, обучающихся по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Илл.38, библ. из 11 наим.

Рецензенты:

В.Н.Маслов, профессор, д.т.н., ТюменНИИгипрогаз;

С.Г.Яхин, к.т.н., доцент ТюмГНГУ.

ISBN 5-88465-247-X © Тюменский государственный

нефтегазовый университет, 2008

Введение

Основной объем российского газа добывается в Надым–Пур–Тазовском газоносном районе Западной Сибири (Тюменская область) на уникальных газовых и газоконденсатных место­рождениях известных во всем мире: Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежъем. Последнее было введено в разработку еще в 1972 году и в настоящее время находится в стадии падающей добычи.

Поддержание достигнутого уровня добычи газа по этой базовой группе месторождений осуществляется путем дальнейшего освоения Заполярного месторождения и ввода в разработку в этом районе целого ряда крупных, но все-таки менее значительных по запасам месторождений, расположенных не далеко от базовой группы. В дальнейшем это планируется достигать за счет освоения также весьма крупных месторождений полуострова Ямал: Бованенковского, Харасавэйского и Крузенштерновского, из которых Бованенковсое почти полностью подготовлено к вводу в разработку, что сдерживается отсутствием магистрального газопровода.

Основным газоносным горизонтом севера Западной Сибири, дающим почти весь объем добываемого газа и, в котором газовые залежи севернее субширотной полосы возвышенностей, именуемой Сибирские Увалы, встречены практически на каждой из выявленных антиклинальных структур, является продуктивная толща сеноманского яруса верхнего мела. Сеноманские газовые залежи, залегают на глубинах 800 – 1200 м и содержат чисто газовые залежи с содержанием жидких углеводородов С₅₊ менее одного процента.

Разработка месторождений Надым-Пур-Тазовского района Западной Сибири, в которых сосредоточено более 70 % разведанных запасов России, является принципиально новым этапом в теории и практике проектирования, обустройства и эксплуатации подобных месторождений. Здесь успешно осуществляется ре­шение целого комплекса научных, технических, техно­логических, социальных и организационных проблем.

В настоящее время основная добыча газа (более 90 %) на северных место­рождениях России осуществляется за счет разработки чисто газовых зале­жей, главным образом, сеноманского продуктивного горизонта: достаточно упомянуть только такие уникальные месторождения-супергиганты, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и Заполярное. В стадии проектирования разработ­ки находится ряд крупных чисто газовых месторождений Западной Сиби­ри и п-ова Ямал, намеченных к освоению уже в ближайшие годы. Природ­ный газ этих месторождений метанового типа: содержание метана доходит до 98 — 99 об. %, иногда встречаются залежи с примесью азота (обычно -не более 1,0 об. %), тогда как более тяжелые компоненты (С_5+в) находятся только в следовых количествах.

1. Технологические процессы абсорбционной осушки газа

Согласно действующему отраслевому стандарту, регламентирующему основные требования на качество товарного природного газа, транспорти­руемого по магистральным газопроводам (ОСТ 51.40—93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопро­водам. Технические условия»), при подготовке к транспорту сеноманских газов северных месторождений требуется только их осушка до определен­ной точки росы: минус 20°С – в холодный период года (с 01.10 по 30.04) и минус 10°С – в теплый период (с 01.05 по 30.04). Соблюдение требований отрас­левого стандарта обеспечивает безгидратный транспорт газа, даже на наи­более гидратоопасном головном участке магистрального газопровода.

Промысловая подготовка сеноманских газов к дальнему транспорту осуществляется в настоящее время по двум основным (и конкурирующим между собой) технологиям:

адсорбционная осушка газа с использованием твердых адсорбентов влаги - силикагеля, цеолитов и др. (установки адсорбционной осушки газа эксплуатируются на месторождении Медвежье с 1974 г.);

абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги (абсорбентов), обычно концентрированных водных растворов гликолей.

Сравнение этих технологий показывает, что их технико-эконо­мические показатели довольно близки и оба варианта технологии осушки газа могут использоваться в промысловых условиях практически одинако­во успешно. В настоящее время наибольшее распространение в России по­лучил абсорбционный метод с применением диэтиленгликоля (ДЭГа) в ка­честве основного абсорбента, тогда как за рубежом чаще всего используют более эффективный осушитель — триэтиленгликоль (ТЭГ). Выбор в пользу ДЭГа в свое время мотивировался наличием собственной промышленной базы на химических производствах (хотя практически весь период эксплу­атации северных месторождений частично использовался ДЭГ и импорт­ной поставки), а также ожидаемой низкой температурой контакта в абсорберах, что не вполне подтвердилось впоследствии (при понижении тем­пературы контакта газ—гликоль в абсорбере преимущества ТЭГа полно­стью исчезают).

Базовая технологическая схема абсорбционной обработки газа приме­нительно к начальному периоду разработки северных месторождений по­казана на рис. 7.1. Природный газ по шлейфам (коллекторам) кустов газовых скважин поступает на УКПГ, где через раздаточный коллектор (систему переключающей арматуры, гребенку и т.п.) обрабатывается на нескольких однотипных технологических линиях высокой производитель­ности (первоначально 2,5—3 млн. м³/сут, сейчас — 5—10 млн. м³/сут, а в перспективе и более). В общем случае каждая технологическая линия вклю­чает: входной (первичный) сепаратор, абсорбер, фильтр для улавливания из потока осушенного газа мелкодисперсного гликоля (эти три аппарата часто объединяются в один многофункциональный аппарат — МФА, как и пока­зано на рис. 7.2) и систему циркуляции ДЭГа. Общими для всех технологи­ческих линий являются: установка регенерации насыщенного ДЭГа и в слу­чае необходимости станция охлаждения (СОГ) с АВО и холодильными аг­регатами на пропановом цикле (иногда используется смешанный пропан-бутановый хладагент) для охлаждения осушенного газа до температуры грунта с целью минимизации экологических последствий и повышения на­дежности систем транспорта газа. При снижении рабочего давления в абсорберах ниже рабочего давления

Рис. 1.1. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа для северных месторождений

С-1 — сепаратор; А-1 — абсорбер; Р-1 — колонна регенерации; ф-1 — фильтр;

Т-1 — тепло­обменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 — конденсатор; И-1 — подогреватель;

Е-1, Е-2 — емкости

Рис. 1.2. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа с многофункциональным аппаратом (МФА) для северных месторождений:

А-1 — многофункциональный аппарат; Р-1 — колонна регенерации;

Т-1 — теплообменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 - конденсатор; И-1 - испаритель;

Е-1, Е-2, Е-3 - емкости;Н-1, Н-2, Н-3 –насосы

в магистральном газопроводе приходится дополнительно включать в «хвосте» технологического процесса дожимную компрессорную станцию (ДКС) со своей системой воздушного охлаждения. А на завершающей стадии разработки месторождения согласно проектам обустройства месторождений вводится в действие еще одна ДКС в «голове» процесса с тем, чтобы обеспечить работу абсорберов в проектном режиме при рабочем давлении примерно 4—5 МПа. В рассматриваемой технологии концентрация регенерированного ДЭГа составляет 98,5—99,3 мас. %, а насыщенного ДЭГа — на 2—2,5% меньше (при кратности циркуляции 7— 12 кг/1000м³ газа).

Накопленный опыт работы установок диэтиленгликолевой осушки газа (на Медвежьем и Уренгойском месторождениях) убедительно свиде­тельствует об их достаточной надежной работе и возможности практичес­ки постоянного соблюдения требований отраслевого стандарта, особенно в начальный период эксплуатации месторождений.

Тем не менее в отрасли не прекращается проработка новых и пер­спективных научно-технических решений в следующих направлениях:

анализ и совершенствование собственно технологических схем осушки;

выбор абсорбентов, наиболее приемлемых для тех или иных усло­вий, в том числе и при пониженных температурах контакта;

разработка методов очистки абсорбентов от механических приме­сей, солей, продуктов деструкции и др.;

модернизация основного технологического оборудования;

совершенствование систем регенерации насыщенного абсорбента;

нормирование, прогноз технологических потерь абсорбентов и ана­лиз путей их сокращения;

модернизация АВО и разработка принципиально новых решений по системам воздушного охлаждения сырого газа.

В связи с наличием ряда обобщающих монографий и учебных посо­бий [3, 9, 18, 208, 245—247], в которых подробно рассматриваются вопро­сы осушки природных газов чисто газовых месторождений, нет острой необходимости обсуждать весь круг технологических вопросов, связанных с абсорбционной осушкой газа. Поэтому ниже рассматриваются только те аспекты проблемы осушки тощих газов, которые, на наш взгляд, наиболее актуальны в настоящее время для северных месторождений и в разработке которых принимали участие авторы данной монографии.