Разработка решений по оптимизации расхода ингибитора гидратообразования при подготовке газа Научный сотрудник филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Труфанов С.В.
УПНГ Ю ги д
С к важ ины
НС
НС
УКПГ З /С
С кваж ины
УППГ ЛБ ВНГКМ
Dу 200 D у 700
D у 500
ГРС -2
СРТО - Ухта - Торжок 5н. Dу 1400
С кваж ины
У К П Г -1 ВНГКМ
У К П Г -2 ВНГКМ
У К П Г-8 ВНГКМ
У К П Г-3 В Н ГК М
У К П Г-4 В Н ГК М
D у 400
D у 400
D у 500
Н С ГС В ГП У
П еч ор ская ГР Э С У словн ы е обознач ения: - замерны й узел - тю менский газ на закач ку и технологич еские нуж ды - газ добыч и - конденсат, неф ть
ДКС
ГС
С ГП З
- У К П Г с закач кой газа в пласт - У П П Г с до бы чей конденсата и неф ти
Dу 1200
УППГ ЛБ
С кваж ины
D у 250 D у 300
У К П Г-1
С кваж ины
D у 800
D у 150
ГВД Г К
С кваж ин ы
Dу 1000
D у 300
С кваж ины
Dу 500
НС Dу 700
УКПГ ПК
С кваж ины
р=7,5 М П а
Dу 100
С к важ ины
СРТО - Ухта - Торжок 3н. Dу 1400
р=5,0 М П а
СРТО - Ухта - Торжок 4н. Dу 1200
Система сбора, межпромыслового транспорта и подготовки углеводородов ООО «Газпром переработка» в Республике Коми
К С -10 СЛПУМ Г
2
С кваж ин ы
У К П Г-5 В Н ГК М
Принципиальная технологическая схема подготовки углеводородного сырья на головных сооружениях Вуктыльского месторождения
П/У – пылеуловители; В/О – влагоотделители; АВО – аппарат воздушного охлаждения; РТО – рекуперативный теплообменник; ХС – холодильная станция; НТС – низкотемпературные сепараторы; ПЗГ – сепараторы пункта замера газа; С – сепаратор; Сбв – сепараторы блока выветривания; Е-5-1, Е-5-2 – трехфазные разделители; Е – разделительные емкости; ПЕ – подпорная емкость; Н - насос
3
Содержание воды в жидкой фазе (расчетное) в системе сбора, транспортировки и промысловой подготовки газа месторождений ООО «Газпром переработка» Результаты расчета содержания воды в жидкой фазе в общем потоке газа в межпромысловых коллекторах от сборных пунктов (УКПГ) до пикета ПК-27 для летнего и для зимнего периодов года представлены в графическом виде. Пикет ПК-27, согласно сложившейся схемы сборных газовых коллекторов, является точкой сбора перед ДКС потоков газа сепарации всех УКПГ за исключением УКПГ-3. Транспорт газа от УКПГ-3 до ДКС осуществляется по отдельному газопроводу. Наибольшее количество жидкой фазы, выпадающей из газа в системе, наблюдается в летнее время года, что обуславливается сезонным ухудшением условий сепарации на установках подготовки. При этом выпадение жидкой фазы на участке от промысловых установок подготовки до ДКС в зимний период года наблюдается в не столь значимых количествах. 1000 900 800 Летний период
Зимний период
Вода, кг/сут
700 600 500 400 300 200 100 0 Югидское
Зап.-Соплеск
УППГ-ЛБ
УКПГ-1
УКПГ-2
УКПГ-8
ПК-27
УКПГ-4
УКПГ-5
Содержание воды в жидкой фазе в межпромысловых коллекторах системы сбора и подготовки
4
Содержание воды в жидкой фазе (расчетное) в системе сбора, транспортировки и промысловой подготовки газа месторождений ООО «Газпром переработка» Результаты расчета содержания воды в жидкой фазе по точкам подготовки газа в системе ДКС-РТО-ХС-НТС и содержание воды в межцеховых коммуникациях в зимний и летний периоды года для существующей схемы подготовки газа также представлены в графическом виде. На головных сооружениях наблюдается выпадение наибольшего количества воды на участках с пониженной температурой и повышенным давлением (участки РТО-ХС и ХС-НТС), что вкупе с благоприятными с точки зрения гидратообразования термобарическими условиями приводит к возможности образования гидратов. В результате имеет место образование гидратных пробок в аппаратах и трубопроводах, а также «заливание» оборудования, что ведет к резкому скачку давления, пульсациям и непредвиденному расходу метанола на растворение возникающих гидратных пробок.
Содержание воды в жидкой фазе в газовых коллекторах ДКС и трубопроводах головных сооружений
5
Основной опасный участок головных сооружений с точки зрения гидратообразования На головных сооружениях Вуктыльского НГКМ при прохождении потока газа, в составе которого имеется жидкая фаза, создаются термобарические условия, приводящие к образованию гидратов в трубопроводах и оборудовании. Это приводит к образованию гидратных пробок в оборудовании и его «заливанию» на участке «рекуперативный теплообменник – холодильная станция – низкотемпературный сепаратор – пункт замера газа». Условием выпадения влаги (и появления гидратов) в трубопроводе на этих участках при существующих давлениях является снижение температуры до уровня температуры гидратообразования и наличие большого количества свободной воды в составе жидкой фазы. Особенно опасными в этом смысле являются участки трубопроводов, где происходит снижение температуры при падении давления или охлаждения до температуры окружающей среды (в зимнее время года).
Место наиболее частого гидратообразования
Давление газа 3,84 МПа Температура газа -12 оС Температура гидратообразования -12 оС Расход метанола 7-12 т/сут
6
Основные технологические решения проблем гидратообразования на головных сооружениях и сокращения расхода ингибитора (метанол) Для предотвращения имеющихся проблем с гидратообразованием на головных сооружениях при сложившейся технологической схеме подготовки газа наиболее эффективным способом является снижение содержание конденсата и влаги в газе, поступающем на РТО и испарители – холодильники. Данное решение позволит обеспечить устойчивую работу сосудов и аппаратов головных сооружений при залповых поступлениях жидкой углеводородной и водной фаз и снизить общий расход метанола. В ходе проведенных аналитических исследований по снижению поступления жидкой фазы на вход головных сооружений на математической модели были проведены расчеты различных вариантов реконструкции технологической схемы подготовки газа. По результатам проведенных расчетов предлагается следующая, наиболее оптимальная с точки зрения технологии подготовки, схема реконструкции.
В летний период года для решения проблем гидратообразования и «заливания» испарителей– холодильников ХС предлагается установка дополнительного сепаратора между теплообменниками площадки РТО и испарителями-холодильниками холодильной станции.
7
Основные технологические решения проблем гидратообразования на головных сооружениях и сокращения расхода ингибитора (метанол) В зимнее время года кроме сепаратора между площадкой РТО и ХС предлагается предусмотреть установку сепаратора для сепарации газа непосредственно перед теплообменниками РТО. Это решение позволит производить достаточно четкое отделение жидкости на головных сооружениях ВГПУ без снижения качества поставляемого в газопровод «Вуктыл – Сосногорск» газа. Кроме того, решение позволит на 80-90% разгрузить от жидкости не только работающие испарители-холодильники холодильной станции, но и уменьшить количество выпадающей после РТО жидкой фазы, что несколько снизит температуру гидратообразования и опасность появления гидратов, заодно и уменьшив расход метанола.
Принципиальная технологическая схема установки двух дополнительных сепараторов на головных сооружениях Вуктыльского НГКМ для зимнего периода года
8
Результаты реализации проекта (реконструкция системы подготовки газа) в части уменьшения количества воды в жидкой фазе по точкам технологической схемы 14000
12000 До реконструкции
После реконструкции
10000
Вода, кг/сут
Снижение количества влаги для летнего периода года (установка одного сепарационного блока)
8000
6000
4000
2000
0 Вход ДКС
В/О
П/У
Промежут
Выход ДКС
Вход ГС
РТО
ХС
НТС
ПЗГ
в МГП
9000 8000 До реконструкции
6000 Вода, кг/сут
Снижение количества влаги для зимнего периода года (установка двух сепарационных блоков)
После реконструкции
7000
5000 4000 3000 2000 1000 0 Вход ДКС
9
В/О
П/У
Промежут
Выход ДКС
Вход ГС
РТО
ХС
НТС
ПЗГ
в МГП
Расчетные показатели потребления, уноса и возврата метанола на головных сооружениях Вуктыльского НКГМ с учетом проектной реконструкции схемы подготовки
10
Основные экономические показатели проекта реконструкции схемы подготовки газа на головных сооружениях Вуктыльского НГКМ Показатель Расчетный период, лет
11
Значение 8,0
Чистый доход, млн. руб.
9,559
Чистый дисконтированный доход, млн. руб.
4,321
Срок окупаемости, лет
3,6
Срок окупаемости с учетом дисконтирования, лет
4,3
Внутренняя норма доходности, %
34,1
Индекс доходности
1,8