RU2842049C1 - Способ сбора и подготовки продукции газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способу сбора и подготовки продукции скважин с разными уровнями значений динамических устьевых давлений, включающему повышение температуры продукции скважин, транспортируемой от установки предварительно предварительной подготовки газа (УППГ) до установки комплексной подготовки газа (УКПГ), за счет сепарации части продукции скважин, поступающей на УППГ, подогрев отсепарированного газа, возврат отсепарированный жидкости и подогретого отсепарированного газа в общий поток продукции скважин, поступающей на УППГ, отдельную сепарацию в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, компримирование на газоперекачивающий агрегатах (ГПА), охлаждение на аппаратах воздушного охлаждения (АВО) дожимной компрессорной станции (ДКС), и/или подготовку в цехах подготовки газа продукции скважин с разными уровнями значений динамического устьевого давления, при этом осуществляется частичное или полное смешение потоков отсепарированных газа, нестабильного газового конденсата с водным раствором ингибитора в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, газа выветривания, отделяемого в разделителях первой и второй ступени, буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера в случае если указанное смешение приводит к повышению расхода товарного нестабильного газового конденсата и/или снижению потерь газа выветривания, направляемого на сжигание на факельной установке. Технический результат - повышение стабильности внутрипромыслового и межпромыслового сбора продукции скважин, снижение потерь ингибитора гидратообразования, снижение расхода топливного газа, потребляемого на ГПА ДКС, снижение количества требуемых и находящихся в работе ГПА ДКС, снижение потерь газа выветривания, осуществление низкотемпературной абсорбции на требуемом температурном уровне, повышение расхода товарного нестабильного конденсата. 1 ил., 4 табл.

Description

Изобретение относится к области сбора и подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи, в частности к обеспечению стабильной и эффективной транспортировки и подготовки пластового флюида от фондов скважин с разными значениями динамического устьевого давления с получением в качестве товарных продуктов частично осушенного от компонентов газового конденсата и паров воды газа и нестабильного газового конденсата.

Известен способ сбора и обработки природного углеводородного газа, включающий установку предварительной подготовки газа (УППГ) дальних кустов скважин с сепарацией, абсорбционной осушкой, дальнейшей транспортировкой газа на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), при этом достигаемая температура точка росы транспортируемого газа на 7÷12 °С меньше минимальной температуры газа при транспортировке; сепарацию, абсорбционную осушку газа ближних кустов скважин, сепарацию транспортированного от УППГ газа, его смешение с осушенным газом ближних кустов скважин, компримирование и охлаждение, абсорбционную осушку и охлаждение смеси газов, при этом достигаемая точка росы смеси газов должна обеспечивать отраслевые требования к газу, транспортируемому по магистральным газопроводам (Патент РФ № 2587175, МПК B01D 53/00 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), опубл. 2016).

Недостатком данного способа является необходимость реализации и эксплуатации оборудования абсорбционной осушки газа и регенерации насыщенного водой абсорбента на УППГ, что приводит к значительным дополнительным капитальным и эксплуатационным вложениям. Также исключается возможность полезного использования ингибитора гидрато-, льдообразования, поданного в систему сбора газа от скважин до УППГ, для предотвращения гидрато-, льдообразования при транспорте газа от УППГ до УКПГ. Сепарация и отвод водного раствора ингибитора гидратообразования на УППГ требует решений по его утилизации или регенерации, что требует дополнительного оборудования на каждом УППГ и несет за собой дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты. Также в соответствии со способом невозможно вести подготовку газа фондов скважин с разными значениями динамического устьевого давления, что будет приводить к необходимости редуцирования газа с высоким давлением до уровня давления газа с самым низким значением, что не позволяет в полной мере использовать энергию пластового флюида, увеличивает расход топливного газа на газоперекачивающих агрегатах (ГПА) дожимной компрессорной станции (ДКС) за счет избыточного компримирования газа, который был редуцирован. Также приводит к большему охлаждению газа в результате редуцирования, что требует дополнительной подачи метанола против гидрато-, льдообразования или большей степени осушки газа от паров воды на УППГ с помощью абсорбции и приводит к большим материальным затратам на ингибитор гидрато-, льдообразования и эксплуатационным затратам на процесс абсорбционной осушки.

Известен способ подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи, включающий ее сепарацию в сепараторе первой ступени, компримирование и охлаждение, низкотемпературную сепарацию отсепарированного газа, разделение отсепарированной жидкости с выделением газового конденсата и его подачу на противоточный контакт с газом в сепаратор третьей ступени, оборудованный дополнительной массообменной секцией с получением в качестве товарных продуктов частично осушенного от паров воды и компонентов газового конденсата газа и нестабильного газового конденсата (Патент РФ № 2775239, МПК B01D 53/14 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), опубл. 2022).

Недостатком данного способа является отсутствие решений по обеспечению стабильного транспорта газожидкостной смеси от УППГ до представленной УКПГ, регулированию степени насыщения газа парами метанола и воды на входе во сепаратор первой ступени, что не позволяет дополнительно снижать потери метанола с товарными продуктами при осуществлении низкотемпературной абсорбции. Также отсутствуют решения по подготовке пластового флюида от фондов скважин с разным динамическим устьевым давлением, что приводит к редуцированию газа с высоким давлением до уровня давления газа с самым низким давлением, которые в смеси поступают в сепаратор первой ступени. Это приводит к избыточному компримированию газа с повышением расхода топливного газа на ГПА ДКС, необходимости ввода и работы дополнительных ГПА для обеспечения компримирования больших объемов газа с низким давлением. Это приводит к дополнительным капитальным и эксплуатационным затратам. В результате редуцирования газа высокого давления он дополнительно охлаждается, что требует дополнительной подачи ингибитора гидратообразования и приводит к дополнительным потерям ингибитора. В соответствии с представленным способом отсутствует возможность раздельного эжектирования газа выветривания с разным давлением, который образуется в результате подготовки пластового флюида от фондов скважин с разным динамическим устьевым давлением. Это приводит к сжиганию части образующегося газа выветривания или повышению температуры газа при реализации низкотемпературной абсорбции. Также в рамках представленного способа отсутствует возможность оптимального перераспределения газа от фондов скважин с разными уровнями динамических устьевых давлений и сепарируемого в сепараторе первой ступени и далее отделяемого в разделителе газового конденсата, направляемого на противоточный контакт в специально оборудованный сепаратор третьей ступени. Это приводит к отсутствию возможности достижения оптимальных составов и расходов газа и газового конденсата, поступающих в каждый из отдельных цехов подготовки газа методом низкотемпературной абсорбции, что влечет за собой исключение производства дополнительных объемов товарного нестабильного конденсата.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ подготовки углеводородного газа к магистральному транспорту, включающий предварительную сепарацию, компримирование и охлаждение, низкотемпературную сепарацию конденсатосодержащего пластового флюида с низким давлением; предварительную сепарацию, разделение на фазы отсепарированной жидкости, нагрев и отвод газового конденсата, содержащего тугоплавкие парафины, низкотемпературную сепарацию конденсатосодержащего пластового флюида с высоким давлением и содержащего тугоплавкие парафины, смешение прошедших низкотемпературную сепарацию газовых потоков (Патент РФ № 2765415, МПК B01D 53/00 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), опубл. 2022).

Недостатком данного способа является отсутствие мер, обеспечивающих стабильную без образования гидратов транспортировку газа по межпромысловому трубопроводу от УППГ, обеспечивающей предварительную сепарацию, разделение на фазы отсепарированной жидкости, нагрев и отвод газового конденсата, содержащего тугоплавкие парафины, из конденсатосодержащего пластового флюида с высоким давлением и содержащего тугоплавкие парафины до установки комплексной подготовки газа, обеспечивающей проведение низкотемпературной сепарации. Образование отложений гидратов в трубопроводе приводит к снижению пропускной способности или полному исключению возможности межпромыслового транспорта газа. Также способ не обеспечивает комплексную подготовку газа с применением низкотемпературной сепарации из конденсатосодержащего пластового флюида с высоким давлением в случае падения пластового давления соответствующих скважин, дренирующих газоконденсатную залежь, по причине необходимости обеспечения определенного минимального перепада давления в начале и конце процесса низкотемпературной сепарации, обеспечивающего работоспособность данного процесса. Кроме того, способ требует дополнительных производственных мощностей для отделения от пластовой воды и газа дегазации газового конденсата, содержащего тугоплавкие парафины, в целях исключения отложений парафинов в оборудовании низкотемпературной сепарации, что приводит к дополнительным капитальным и эксплуатационным затратам. Представленным способом не предусматриваются решения по подготовке к магистральному транспорту или дальнейшей переработке нестабильного газового конденсата, выделенного при предварительной и низкотемпературной сепарации, и утилизации газа дегазации, который образуется в трехфазных разделителях водного раствора ингибитора гидратообразования и нестабильного газового конденсата.

Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является обеспечение сбора и подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи и относящихся к фондам с разными динамическими устьевыми давлениями, значения которых существенно отличаются друг от друга, с одновременным исключением указанных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является повышение стабильности внутрипромыслового и межпромыслового сбора продукции скважин, снижение потерь ингибитора гидратообразования, снижение расхода топливного газа, потребляемого ГПА ДКС, снижение количества требуемых и находящихся в работе ГПА ДКС, снижение потерь газа выветривания, осуществление низкотемпературной абсорбции на требуемом температурном уровне, повышение расхода товарного нестабильного конденсата.

Указанная задача решается, а технический результат достигается способом сбора и подготовки продукции скважин с разными уровнями значений динамических устьевых давлений, включающий эксплуатацию скважин, дренирующих газоконденсатные залежи, трубопроводы внутрипромысловой системы сбора газа, транспортирующих продукцию скважин до УППГ или УКПГ, трубопроводы межпромысловой системы сбора газа, транспортирующих продукцию скважин от УППГ до УКПГ, емкость-пробкоуловитель, сепаратор первой ступени, сепаратор очистки газа, ДКС с несколькими ступенями компримирования на ГПА и охлаждения газа, где происходит сепарация, компримирование и охлаждение газа, сепарация нестабильного газового конденсата в смеси с водным раствором ингибитора гидратообразования, цех подготовки газа, где применяется низкотемпературная сепарация с низкотемпературной абсорбцией с ТДА, АВО газа, эжектором и дросселем, обеспечивающих снижение температуры газа, где осуществляется подготовка отсепарированного, скомпримированного и охлажденного газа и отсепарированного нестабильного конденсата с водным раствором ингибитора гидратообразования с получением в качестве товарной продукции частично осушенного от паров воды и компонентов газового конденсата газа и нестабильного газового конденсата, подачу в систему сбора и подготовки ингибитора гидратообразования, отличающийся тем, что осуществляется повышение температуры продукции скважин, транспортируемого от УППГ до УКПГ, за счет сепарации части продукции скважин, поступающей на УППГ, подогрева отсепарированного газа, возврата отсепарированный жидкости и подогретого отсепарированного газа в общий поток продукции скважин, поступающей на УППГ, отдельная сепарация в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, компримирование на ГПА, охлаждение на АВО ДКС и/или подготовка в цехах подготовки газа продукции скважин с разными уровнями значений динамического устьевого давления, при этом осуществляется частичное или полное смешение потоков отсепарированных газа, нестабильного газового конденсата с водным раствором ингибитора в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, газа выветривания, отделяемого в разделителях первой и второй ступени, буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера в случае если указанное смешение приводит к повышению расхода товарного нестабильного газового конденсата и/или снижению потерь газа выветривания, направляемого на сжигание на факельной установке.

Сущность способа состоит в том, что осуществление подогрева части из общего объема газа из продукции скважин, которая поступает на УППГ, в печах огневого подогрева и дальнейший возврат подогретого газа на смешение с общим потоком пластового флюида приводит к обеспечению стабильного межпромыслового транспорта продукции скважин за счет достижения температуры транспортируемого по трубопроводу от УППГ до УКПГ газа температуры, превышающей равновесную температуру образования гидратов. Это приводит к снижению расхода метанола, который необходимо подавать в трубопровод от УППГ до УКПГ. Кроме того в результате повышения температуры транспортируемого потока от УППГ до УКПГ увеличивается температура газа, сепарируемого в сепараторах первой ступени, что приводит к большему насыщению газа, поступающего в десорберы метанола, парами метанола и воды, что снижает потери метанола с товарными продуктами УКПГ, и также к исключению выпадения отложений гидратов и льда во внутренних устройствах емкости-пробкоуловителя и сепараторов первой ступени.

Возможность приема отсепарированного из продукции скважин газа с разными значениями давления на разные ступени компримирования ДКС или непосредственно в цех подготовки газа позволяет в полной мере использовать энергию пластового флюида, что исключает избыточное редуцирование части газа и его компримирование на ДКС со снижением количества работающих ГПА, снижению количества требуемых ГПА на каждой из ступеней компримирования на ДКС. В результате этого снижаются расход топливного газа на ГПА ДКС, затраты на работу дополнительных ГПА; затраты на изготовление, доставку, монтаж, пусконаладочные работы и эксплуатацию оборудования, связанного с реализацией дополнительных ГПА ДКС; расход метанола в трубопроводы сбора пластового флюида от скважин и его подачи от УППГ на УКПГ, расход топливного газа на печах огневого подогрева УППГ в связи с большей температурой пластового флюида при его транспортировке по указанным трубопроводам. Повышается стабильность эксплуатации трубопроводов сбора пластового флюида от скважин и его подачи от УППГ на УКПГ в связи с меньшей степенью образования гидратов и льда в результате большей температуры транспортируемой среды.

Прием на УКПГ газа с разными значениями давлений, непрерывное падение пластового давления скважин в результате эксплуатации газоконденсатной залежи приводит к увеличению объемов газов выветривания УКПГ с разными значениями давлений. Возможность эжектирования газов выветривания с разными значениями давлений или их утилизация через подачу на вход емкости-пробкоуловителя УКПГ без необходимости редуцирования части объемов газов выветривания до минимального значения давления имеющихся газов выветривания позволяет:

- снижать необходимый подаваемый объем активного газа с его отбором после десорбера метанола или после сепаратора второй ступени, что исключает вынужденное повышение температуры и позволяет поддерживать требуемую температуру в низкотемпературном абсорбере. Данный фактор исключает потери компонентов товарного нестабильного конденсата с товарным осушенным газом;

- исключить необходимость ввода дополнительных эжекторов или изменения их конструкции на более совершенную в связи с возможностью эжектировать газы выветривания с разными значениями давлений отдельно на выделенных группах эжекторов или направлять их на вход емкости-пробкоуловителя. Также это приводит к исключению сжигания части газов выветривания на факельной установке по причине невозможности их подачи на эжекторы в связи с их ограниченной производительностью.

Возможность распределения газа и содержащей нестабильный газовый конденсат жидкости, разделяемых в разных сепараторах первой ступени, между несколькими цехами подготовки газа позволяет достигать составы контактирующих в низкотемпературном абсорбере газа и нестабильного газового конденсата, которые обеспечивают увеличение извлечения из газа компонентов нестабильного конденсата и повышение объема товарного нестабильного конденсата.

На фигуре представлена принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи и относящихся к фондам с разными динамическими устьевыми давлениями, согласно представленного способа. В ней использованы следующие обозначения:

I – УППГ;

II – УКПГ;

III – цех подготовки газа;

1 – фонд скважин условно низкого динамического устьевого давления;

2 – фонд скважин условно среднего динамического устьевого давления;

3 – фонд скважин условно высокого динамического устьевого давления;

4 – трубопроводы внутрипромыслового сбора газа от скважин;

5 – клапан регулирующий расхода газа через печи огневого подогрева;

6 – сепаратор газа на печь огневого подогрева;

7 – печь огневого подогрева;

8 – трубопровод подачи пластового флюида от УППГ до УКПГ;

9 – емкость-пробкоуловитель;

10 – сепаратор первой ступени;

11 – запорная арматура (ЗА) распределения потоков пластового флюида от скважин с условно средним динамическим устьевым давлением;

12 – ЗА распределения потоков пластового флюида от скважин с условно высоким динамическим устьевым давлением;

13.1 - ЗА подачи отсепарированного газа от второй группы сепараторов первой ступени в цех подготовки газа;

13.2 - ЗА подачи отсепарированного газа от второй группы сепараторов первой ступени в сепараторы очистки газа;

13.3 - ЗА распределения отсепарированного газа от второй группы сепараторов первой ступени на первую или вторую ступень компримирования на ГПА после сепараторов очистки газа;

14.1 - ЗА подачи отсепарированного газа от первой группы сепараторов первой ступени в цех подготовки газа;

14.2 - ЗА подачи отсепарированного газа от первой группы сепараторов первой ступени в сепараторы очистки газа;

14.3 - ЗА распределения отсепарированного газа от первой группы сепараторов первой ступени на первую или вторую ступень компримирования на ГПА после сепараторов очистки газа;

15 – выделенная группа сепараторов очистки газа перед ГПА ДКС;

16 – ГПА первой ступени компримирования ДКС;

17 – аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа первой ступени компримирования ДКС;

18 – ГПА второй ступени компримирования ДКС;

19 – АВО газа второй ступени компримирования ДКС;

20 – ЗА распределения отсепарированной в сепараторах первой ступени жидкости, включающей нестабильной газовый конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования, между цехами подготовки газа;

21.1 – ЗА распределения газа от первой и второй групп сепараторов первой ступени между сепараторами очистки газа;

21.2 – ЗА распределения газа от выделенных групп сепараторов очистки газа между ГПА первой и второй ступеней компримирования;

22 – десорбер метанола;

23 – компрессор турбодетандерного агрегата (ТДА);

24 – АВО газа;

25 – теплообменник «газ-газ»;

26 – ЗА распределения газа на теплообменник «газ-жидкость»;

27 – клапан регулирующий расхода газа через теплообменник «газ-жидкость»;

28 – теплообменник «газ-жидкость»;

29 – сепаратор второй ступени;

30 – турбина ТДА;

31 – дроссель;

32 – ЗА подачи активного газа от десорбера метанола или от сепаратора второй ступени;

33 – эжектор;

34 –низкотемпературный абсорбер (сепаратор третьей ступени);

35 – массообменная секция низкотемпературного абсорбера;

36 – разделитель первой ступени;

37 – водный раствор ингибитора гидратообразования от разделителя первой ступени;

38 – ЗА подачи нестабильного газового конденсата в теплообменник «жидкость-жидкость» напрямую или через насос;

39 – буферная емкость насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера;

40 – насос подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера;

41 – теплообменник «жидкость-жидкость»;

42 – разделитель второй ступени;

43 – водный раствор ингибитора гидратообразования от разделителя второй ступени;

44 – ЗА подачи газа выветривания от разделителя первой ступени в низкотемпературный абсорбер;

45 – ЗА подачи газа выветривания от разделителя первой ступени в эжектор в качестве пассивного газа;

46 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера на эжекторы первого или второго цеха подготовки газа;

47 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера или от разделителей второй ступени на вход емкости-пробкоуловителя;

48.1 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей второй ступени на эжекторы;

48.2 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей второй ступени на эжекторы первого или второго цеха подготовки газа;

49 – товарный газ, частично осушенный от паров воды и компонентов газового конденсата в соответствии с отраслевыми требованиями;

50 – товарный нестабильный конденсат, подготовленный в соответствии с отраслевыми требованиями.

Пластовый флюид от эксплуатационных скважин условно низкого 1, среднего 2 и высокого 3 давлений вместе с подаваемым в скважины ингибитором гидратообразования поступает в трубопроводы внутрипромыслового сбора газа 4, куда также подается ингибитор гидратообразования. Часть указанной смеси, расход которой регулируется клапаном регулирующим 5, поступает в сепаратор 6, где от потока отделяется жидкость, после чего отсепарированный газ нагревается в печах огневого подогрева 7. При этом температура подогрева определяется из необходимости обеспечения температуры потока на входе в УКПГ II трубопроводов от УППГ I до УКПГ II выше температуры гидратообразования при текущем давлении транспортировки. После печей 7 пластовый флюид с добавлением ингибитора гидратообразования транспортируется по трубопроводам 8 от УППГ I до УКПГ II.

Пластовый флюид с условно низким давлением поступает в емкость-пробкоуловитель 9, после чего в соответствующие сепараторы первой ступени 10. Пластовый флюид с условно средним давлением через открытие/закрытие ЗА 11 поступает в одну из выделенных групп сепараторов первой ступени 10. Пластовый флюид с условно высоким давлением через открытие/закрытие ЗА 12 поступает в одну из выделенных групп сепараторов первой ступени 10. При этом перемешивание потоков со средним и высоким давлением не происходит, а значит не происходит и редуцирования потока с высоким давлением.

Отсепарированный газ из пластового флюида с высоким пластовым давлением через открытие/закрытие ЗА 14.1, 14.2, 21.1 поступает в выделенные группы сепараторов очистки газа 15 первой 16 или второй 18 ступени компримирования ДКС или на вход цехов подготовки газа III. Отсепарированный газ из пластового флюида со средним пластовым давлением через открытие/закрытие ЗА 13.1, 13.2, 21.1 поступает в выделенные группы сепараторов очистки газа 15 первой 16 или второй 18 ступени компримирования ДКС или на вход цехов подготовки газа III. Направление потоков отсепарированного газа со средним и высоким давлением определяется текущим значением давления газа с обеспечением минимального снижения давления потоков до их входа на ГПА ДКС 16,18 или в цех подготовки газа III от первоначального значения. Подача газа от выделенных групп сепараторов очистки газа 15 на первую 16 или вторую 18 ступень компримирования на ГПА осуществляется через открытие/закрытие ЗА 13.3, 14.3, 21.2.

Газ проходит компримирование и охлаждение на ГПА 16 и АВО 17 первой ступени компримирования ДКС и ГПА 18 и АВО 19 второй ступени компримирования ДКС и направляется в цеха подготовки газа III, при этом распределение объема газа после ДКС и газа, поступающего от сепараторов первой ступени 10 в цеха подготовки газа III, осуществляется через разную степень открытия дросселей 31. Распределение объемов жидкости, включающей нестабильный газовый конденсат, отсепарированной в емкости-пробкоуловителе 9, сепараторах первой ступени 10 и подаваемой в цеха подготовки газа III, осуществляется через открытие/закрытие ЗА 20.

Поступающий в цех подготовки III газ попадает в десорбер метанола 22, в массообменной секции которого происходит противоточный контакт газа и водного раствора ингибитора гидратообразования, в результате чего происходит его насыщение парами метанола в целях предотвращения гидратообразования при дальнейшем охлаждении газа. Далее газ поступает в компрессор ТДА 23, где он компримируется, после чего поступает в АВО газа 24, где охлаждается воздухом. Также часть газа из общего потока подается до или после АВО газа 24 в теплообменник «газ-жидкость» 28, при этом место отбора регулируется через открытие/закрытие ЗА 26, а расход газа регулируется клапаном регулирующим 27. В теплообменнике «газ-жидкость» 28 газ охлаждается потоком нестабильного конденсата с водным раствором ингибитора гидратообразования, поступающего от теплообменника «жидкость-жидкость» 41. После АВО газа 24 газ поступает в теплообменник «газ-газ» 25, где охлаждается осушенным газом от низкотемпературного абсорбера 34. Охлажденные потоки газа от теплообменников «газ-газ» 25 и «газ-жидкость» 28 поступают в сепаратор второй ступени 29. Отсепарированный газ поступает в турбину ТДА 30, после чего на дроссель 31. В турбине ТДА 30 происходит охлаждение газа за счет изоэнтропийного расширения, а в дросселе 31 за счет изоэнтальпийного расширения. Охлажденный газ поступает в низкотемпературный абсорбер 34, где он сепарируется от сконденсировавшейся в результате охлаждения жидкости, которая отводится в куб низкотемпературного абсорбера 34, и поступает в массообменную секцию 35 низкотемпературного абсорбера 34, где происходит противоточный контакт отсепарированного газа и нестабильного газового конденсата, поступающего от разделителя первой ступени 36 или от насоса 40. В результате данного абсорбционного процесса происходит извлечение компонентов газового конденсата из газа подаваемым на орошение массообменной секции 35 газовым конденсатом. Частично осушенный от паров воды и компонентов газового конденсата газ нагревается в теплообменнике «газ-газ» 25 и отводится с УКПГ II в качестве товарной продукции 49.

Поступающая в цех подготовки III жидкость, включающая в себя нестабильный газовый конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования, направляется в разделитель первой ступени 36, с помощью которого отводится водный раствор ингибитора гидратообразования 37 и газ выветривания. Нестабильный газовый конденсат через открытие/закрытие ЗА 38 подается либо напрямую в теплообменник «жидкость-жидкость» 41, либо в буферную емкость 39 и далее нагнетается насосом 40 в теплообменник «жидкость-жидкость» 41. Выбор направления подачи данного потока зависит от давлений поступающих от емкости-пробкоуловителя 9 и сепараторов первой ступени 10 потоков жидкости, которые в свою очередь зависят от давлений пластового флюида от скважин с условно низким, средним и высоким динамическим устьевым давлением. В случае если давление газового конденсата от разделителя первой ступени 36 не обеспечивает необходимый перепад давлений между разделителем первой ступени 36 и низкотемпературный абсорбером 34 для его подачи на орошение массообменной секции 25 низкотемпературного абсорбера 34, то применяется насос 40 для поднятия уровня давления. После теплообменника «жидкость-жидкость» 41 газовый конденсат направляется на орошение низкотемпературного абсорбера 34 в массообменную секцию 35. Насыщенный компонентами газового конденсата и содержащий водный раствор ингибитора гидратообразования нестабильный газовый конденсат от куба низкотемпературного абсорбера 34 проходит последовательный нагрев в теплообменнике «жидкость-жидкость» 41 и теплообменнике «газ-жидкость» 28, после чего поступает в разделитель второй ступени 42, где от нестабильного газового конденсата отделяется водный раствор ингибитора гидратообразования 43 и газ выветривания. Полученный нестабильный газовый конденсат отводится с УКПГ II в качестве товарной продукции 50.

Газ выветривания от разделителей первой ступени 36 цехов подготовки газа III подается в низкотемпературный абсорбер 34 в случае наличия необходимого перепада давлений между разделителем первой ступени 36 и низкотемпературный абсорбером 34 через открытие ЗА 44. В случае если давление и расход газа выветривания от разделителей первой ступени 36 и буферной емкости 39 позволяет его эжектировать совместно с газом выветривания от разделителя второй ступени 42 без повышения температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34, то через открытие ЗА 45 и 48.1 газы выветривания от разделителей первой 36 и второй 42 ступеней подаются в качестве пассивного газа на эжектор 33. В противном случае эжектирование газов выветривания от разделителей первой ступени 36, буферной емкости 39 и от разделителей второй ступени 42 производится раздельно, а именно газ выветривания с одним значением давления от одной группы аппаратов в одном цеху подготовки газа III, а газ выветривания с другим значением давления от второй группы аппаратов в другом цеху подготовки газа III. Данное решение реализуется через открытие/закрытие ЗА 45, 46, 48.1, 48.2, которое обеспечивает раздельную подачу газов выветривания на эжекторы 33 цехов подготовки газа III. В случае если подача газа выветривания от одних из указанных аппаратов на эжектор 33 в качестве пассивного газа несмотря на раздельное эжектирования газа выветривания с разными значениями давления приводит к повышению температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34, то данный газ выветривания направляется на вход емкости-пробкоуловителя 9 для его утилизации. Для этого производится открытие/закрытие ЗА 46, 47, 48.2, которое обеспечивает выделенную подачу газа выветривания на вход емкости-пробкоуловителя 9. Реализация данных решений позволяет исключить подачу части или всего образующихся в цеху подготовки газа III газов выветривания на факельную установку с их сжиганием, что приводит к снижению потерь газа и загрязнения окружающей среды. В качестве активного газа на эжектор 33 подается часть газа от десорбера метанола 22 или сепаратора второй ступени 29 через открытие/закрытие ЗА 32. Выбор потока зависит от текущих возможностей по достижению необходимого снижения температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34, обеспечению нормативного осевого смещения роторов компрессора 23 и турбины 30 ТДА. Повышение температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34 возможно в случае повышения расхода активного газа от десорбера метанола 22 или сепаратора второй ступени 29 и снижения расхода на турбину 30 ТДА и дроссель 31, что приводит к потерям компонентов газового конденсата с товарным осушенным газом 49 и снижению объемов товарного нестабильного конденсата 50. Представленные решения по подаче потоков на эжекторы направлены на исключение данного негативного фактора. Реализация по способу возможности приема отсепарированного из продукции скважин газа с разными значениями давления на разные ступени компримирования ДКС или непосредственно в цех подготовки газа III приводит кроме описанных выше положительных результатов также к повышению стабильности эжектирования газов выветривания и реализации процесса низкотемпературной абсорбции, так как снижает количество газов выветривания с низким давлением, образующихся в разделителях первой ступени 36 и буферной емкости 39. Это приводит к меньшему требуемому объему подаваемого на эжекторы активного газа от десорбера метанола 22 или сепаратора второй ступени 29.

Ингибитор гидратообразования (метанол) подается по точкам систем сбора и подготовки газа и газового конденсата.

К примеру, в случае реализации технического решения в соответствии со способом на УКПГ №1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения обеспечивается сбор и подготовка пластового флюида от фондов скважин с тремя разными уровнями динамического устьевого давления:

- «старый» фонд скважин – 3,5÷5,2 МПа;

- «новый» фонд скважин – 7,3÷10,3 МПа;

- «новейший» фонд скважин – 12,5÷17 МПа.

Удельное извлечение нестабильного газового конденсата в целом по УКПГ-1В составляет в среднем 100 г/м³ товарного осушенного газа.

Применение раздельного приема газа с разным давлением на каждую из двух ступеней компримирования ДКС и на вход цехов подготовки газа позволяет исключить избыточное редуцирование газа «нового» и «новейшего» фондов скважин до уровня давления «старого» фонда скважин и, как следствие, работу избыточных ГПА. Также это привело к снижению общего количества ГПА на первой ступени компримирования ДКС с первоначально планируемых девяти штук, определенного исходя из расчетов объема компримируемого газа и производительности одного ГПА, до шести штук. Это привело к значительному снижению количества необходимого к закупке оборудования, сроков реализации первой ступени компримирования, трудозатрат на строительство, пусконаладочные работы, а в последствии на диагностику, техническое обслуживание и ремонт избыточного оборудования.

Без реализации способа весь газ «нового» фонда скважин поступал бы на первую ступень компримирования на ДКС вместе с газом «старого» фонда скважин, тогда как при реализации способа газ «нового» фонда скважин поступает на вторую ступень, тем самым снижая загрузку первой ступени, а газ «новейшего» фонда скважин подается на вход цехов подготовки газа (см. таблицы 1, 2). При последовательном падении пластового давления газ «нового» фонда скважин подается на вход первой ступени (газ УКПГ-1В с 2021 года, УППГ-2В с 2028 года), а газ «новейшего» фонда скважин на вход второй ступени (УКПГ-1В с 2031 года, УППГ-2В с 2027 года.) С 2030 года предусматривается начало работы ДКС с тремя ступенями компримирования. Для этого ГПА первой ступени делятся на две группы с их последовательным подключением. После чего газ «старого» и «нового» фонда скважин подается на первую из трех ступеней компримирования. В дальнейшем газ «новейшего» фонда скважин подается на вторую из трех ступеней компримирования (УКПГ-1В с 2041 года, УППГ-2В с 2039 года) и далее на первую из трех ступеней (УКПГ-1В с 2044 года, УППГ-2В с 2043 года). При этом непрерывное снижение расходов газа фондов скважин в ходе разработки газоконденсатных залежей позволит вести компримирование в две и три ступени ДКС без увеличения изначально предусмотренного количества ГПА (см. таблицу 1).

Подогрев продукции скважин, транспортируемой от УППГ №2В,3В до УКПГ №1В, приводит к температурному режиму транспортировки вне зоны гидратообразования. В таблице 3 приведен пример параметров подогрева газа от УППГ №2В до УКПГ №1В. Можно заметить, что фактическая температура пластового флюида на входе УКПГ №1В выше расчетной температуры гидратообразования на входе и выхода трубопровода транспортировки от УППГ до УКПГ и в сепараторах первой ступени. Это необходимо для обеспечения безусловного предотвращения гидратообразования, в том числе в слое потока, примыкающего к стенке трубопровода, где в результате низких температур окружающего воздуха минимальная температура по сечению потока. Также более высокая температура газа способствует большему насыщению газа на входе в УКПГ №1В (на входе в сепараторы первой ступени) парами метанола и воды, что приводит к снижению безвозвратных потерь метанола с товарным нестабильным конденсатом. К примеру, для среднего зимнего режима работы цеха подготовки газа повышение температуры в сепараторе первой ступени по «старому» фонду скважин с 5 до 20 °С приводит к снижению потерь метанола на 115 г/1000 м³ осушенного товарного газа.

Таблица 3 – Параметры подогрева пластового флюида, транспортируемого от УППГ №2В до УКПГ №1В

Реализация способа позволяет обеспечивать эжектирование газа выветривания с разным давлением, в том числе низким. В таблице 4 представлены параметры пассивного и активного газа в случае эжектирования газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера УКПГ №1В. Стоит отметить, что расход активного газа не превышает текущее среднее значение (около 30 тыс. м³/час), при котором обеспечивается необходимая температура в низкотемпературном абсорбере (не выше минус 32 °С).

Таблица 4 – Параметры пассивного и активного газа в случае эжектирования газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсата

Также благодаря реализации способа возможно распределение потоков газа и нестабильного газового конденсата от разных фондов скважин, отсепарированных в сепараторах первой ступени, между цехами подготовки газа, в результате чего обеспечивается равномерная загрузка технологических аппаратов, обеспечивающая их работу в зоне оптимальных значений по производительности, или с целью увеличения извлечения из осушаемого газа компонентов газового конденсата. К примеру, по результатам расчетов, выполненных с использованием моделей цехов подготовки газа УКПГ-1В, установлено, что в случае увеличения удельного расхода орошения низкотемпературных абсорберов цеха подготовки газа, куда поступает газ «нового» фонда скважин, за счет добавления расхода нестабильного газового конденсата, отсепарированного из продукции скважин «старого» фонда, общий удельный расход товарного нестабильного конденсата увеличивается на 0,28 г/м³ товарного осушенного газа. Причиной такого эффект является то, что газ от «нового» фонда скважин имеет больший конденсатный фактор по сравнению с газом от «старого» фонда скважин. Стоит отметить, что до распределения расхода потоков нестабильного газового конденсата, сепарируемых в сепараторах первой ступени, подготовка газа и нестабильного газового конденсата «нового» и «старого» фондов скважин велась по отдельности в разных цехах подготовки газа. Т.е. отсепарированный и разделенный из продукции отдельного фонда скважин нестабильный газовый конденсат подавался на орошение низкотемпературного абсорбера, где велась подготовка газа от того же самого фонда скважин.

Представленный способ обеспечивает максимально возможное использование энергии пластового флюида фондов скважин с разными уровнями динамических устьевых давлений при осуществлении его сбора и подготовки; повышение стабильности сбора продукции скважин, транспортировки от УППГ до УКПГ и сепарации на входе УКПГ; возможность утилизации газов выветривания с разными давлениями, образующихся при подготовке продукции скважин с разными уровнями динамических устьевых давлений; возможность распределения газа и нестабильного газового конденсата, разделяемых на входе в УКПГ, между цехами подготовки газа; повышению эффективности применения метанола при сборе и подготовке продукции скважин. Представленные преимущества приводят к снижению затрат на работу дополнительных ГПА, снижению количества требуемых ГПА на каждой ступени компримирования газа на ДКС, повышению температуры транспортируемой от УППГ до УКПГ продукции скважин до значений превышающих температуру гидратообразования, снижению расхода и повышения эффективности применения метанола, подаваемого в системы сбора и подготовки продукции скважин, обеспечению реализации подготовки газа с требуемыми параметрами процесса по температуре, повышению эффективности процесса низкотемпературной абсорбции. В конечном итоге это приводит к снижению расхода топливного газа ГПА ДКС, затрат на изготовление, доставку, монтаж, пусконаладочные работы и эксплуатацию оборудования, связанного с реализацией дополнительных ГПА ДКС, затрат на диагностику, техническое обслуживание и ремонт оборудования ГПА ДКС, снижению расхода топливного газа на печи огневого подогрева УППГ, безвозвратных потерь метанола, повышению удельного количества товарного нестабильного конденсата по отношению к товарному осушенному газу, снижению потерь газа выветривания, направляемого на сжигание на факельной установке.

Claims (1)

1. Способ сбора и подготовки продукции скважин с разными уровнями значений динамических устьевых давлений, включающий эксплуатацию скважин, дренирующих газоконденсатные залежи, трубопроводы внутрипромысловой системы сбора газа, транспортирующих продукцию скважин до установки предварительной подготовки газа (УППГ) или установки комплексной подготовки газа (УКПГ), трубопроводы межпромысловой системы сбора газа, транспортирующих продукцию скважин от УППГ до УКПГ, емкость-пробкоуловитель, сепаратор первой ступени, сепаратор очистки газа, дожимную компрессорную станцию (ДКС) с несколькими ступенями компримирования на газоперекачивающих агрегатах (ГПА) и охлаждения газа, где происходит сепарация, компримирование и охлаждение газа, сепарация нестабильного газового конденсата в смеси с водным раствором ингибитора гидратообразования, цех подготовки газа, где применяется низкотемпературная сепарация с низкотемпературной абсорбцией с турбодетандерными агрегатами, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) газа, эжектором и дросселем, обеспечивающими снижение температуры газа, где осуществляется подготовка отсепарированного, скомпримированного и охлажденного газа и отсепарированного нестабильного конденсата с водным раствором ингибитора гидратообразования с получением в качестве товарной продукции частично осушенного от паров воды и компонентов газового конденсата газа и нестабильного газового конденсата, подачу в систему сбора и подготовки ингибитора гидратообразования, отличающийся тем, что осуществляется повышение температуры продукции скважин, транспортируемой от УППГ до УКПГ за счет сепарации части продукции скважин, поступающей на УППГ, подогрева отсепарированного газа, возврата отсепарированный жидкости и подогретого отсепарированного газа в общий поток продукции скважин, поступающей на УППГ, отдельная сепарация в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, компримирование на ГПА, охлаждение на АВО ДКС и/или подготовка в цехах подготовки газа продукции скважин с разными уровнями значений динамического устьевого давления, при этом осуществляется частичное или полное смешение потоков отсепарированных газа, нестабильного газового конденсата с водным раствором ингибитора в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, газа выветривания, отделяемого в разделителях первой и второй ступени, буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера в случае, если указанное смешение приводит к повышению расхода товарного нестабильного газового конденсата и/или снижению потерь газа выветривания, направляемого на сжигание на факельной установке.