Территория Нефтегаз № 3 2017

Подготовка добываемого на Ямбургском НГКМ газоконденсатного флюида осуществляется на УКПГ-1В централизованно, данная установка предназначена для подготовки валанжинского газа до требований ОСТ 51.40-93 и получения товарного нестабильного конденсата в соответствии с ТУ 0271-002-05751745-2003. На установке реализован промысловый вариант технологического процесса низкотемпературной абсорбции (ПНТА) на температурном уровне концевой ступени разделения углеводородов –28…–32 °С.

Установка работает с 1991 г. и за истекший период подвергалась многочисленным реконструкциям, которые исправили недостатки проекта и повысили ее эффективность как по выходу целевого продукта (нестабильного конденсата), так и в части предупреждения гидратообразования.

Подготовка газоконденсатного флюида на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ характеризуется следующими особенностями:

• схема установки разделена на две идентичные по составу оборудования очереди (I и II), загрузка которых может варьироваться в зависимости от параметров в низкотемпературном абсорбере;

• в состав оборудования УКПГ-1В входят как эжекторы, так и турбодетандерные агрегаты, установленные одновременно на каждой технологической нитке;

• пластовый флюид на УКПГ поступает тремя потоками, имеющими различные входные давления: два потока – с установок предварительной подготовки газа (УППГ-2В и УППГ-3В), один – с собственной системы сбора УКПГ-1В;

• в перспективе ожидается поступление сырья на вход на УКПГ-1В тремя потоками с разными давлениями, поскольку ожидается ввод в эксплуатацию новых скважин, обладающих значительно различающимися устьевыми параметрами, это должно обеспечить более рациональное использование энергии пласта;

• существует ограничение по входному давлению на установку, заключающееся в том, что подача конденсата с разделителей первой ступени на орошение низкотемпературного абсорбера (НТА) невозможна при давлении в разделителе ниже требуемого в НТА.

Описанные особенности подготовки газоконденсатного флюида на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ накладывают ограничения на возможности по добыче газа и конденсата. Часть проблем удается решить в рамках ежегодно выполняемых работ по авторскому сопровождению проекта разработки. Вопросы реконструкции дожимной компрессорной станции (ДКС) и приема пластового флюида нового фонда скважин рассматриваются в выполняемом в настоящее время проекте реконструкции ДКС. Вопросы повышения эффективности промысловой подготовки добываемого флюида регулярно рассматриваются в рамках работ по авторскому сопровождению проекта разработки.

Важной составляющей эффективности подготовки добываемого флюида является удельный выход конденсата, представляющий собой отношение массы добываемого конденсата к объему добываемого на промысле товарного газа. Для определения путей повышения удельного выхода конденсата на УКПГ-1В с учетом имеющихся ограничений спланирована серия технологических расчетов с применением системы технологического моделирования HYSYS. В работе использовалась модель УКПГ-1В (рис. 1), созданная в рамках предшествующих работ по договору между ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газпром добыча Ямбург». Для запланированных расчетов модель была адаптирована (настроена на фактические параметры работы УКПГ) за период, предшествующий выполнению расчетов. При этом использовались данные о фактических параметрах работы УКПГ-1В, выходах товарной продукции, а также об экспериментальном компонентно-фракционном составе нестабильного конденсата (НК) на выходе УКПГ-1В.

Для расчета актуального компонентно-фракционного состава пластового флюида на входе УКПГ использовалась оригинальная методика расчетно-технологического мониторинга (РТМ), разработанная специалистами
ООО «ТюменНИИгипрогаз», опирающаяся на фактические режимные параметры установки и использующая модель HYSYS. Последующие расчеты выполнялись с одним и тем же составом пластового флюида на входе УКПГ.

Дальнейшие расчеты были проведены в две серии: первая серия предусматривала расчет удельного выхода конденсата с УКПГ-1В при изменении термобарических условий (температуры и давления) в НТА, вторая – определение влияния давления на выходе с ДКС на удельный выход конденсата с УКПГ-1В при постоянных термобарических условиях в НТА. Для каждого расчета анализировалось также содержание целевых компонентов в продуктах промысловой подготовки.

Результаты первой серии расчетов представлены на рис. 2–6.

Как видно из рис. 2, увеличение удельного выхода конденсата на УКПГ-1В возможно лишь при повышении давления в НТА выше текущего или понижении температуры ниже –32 °С. Подобное изменение технологического режима скажется и на характеристиках товарной продукции (несмотря на то что товарный газ при всех расчетных режимах обеспечит требования
СТО Газпром 089-2010 [1]). Из рис. 3 видно, что снижение давления в НТА приведет к незначительному снижению потенциального содержания углеводородов С3+ и заметному повышению потенциального содержания углеводородов С5+ в товарном газе (а соответственно, к росту потерь соответствующих углеводородов с газом).

На рис. 4 представлены расчетные зависимости извлечения углеводородов С1–С2 (массовая доля от потенциального содержания в добываемом газе) в газ сепарации (ГС) и нестабильный конденсат (НК) от термобарических параметров в НТА, из которых видно, что снижение температуры в НТА, как и повышение давления, влечет за собой рост извлечения углеводородов С1–С2 в нестабильный конденсат и соответствующее снижение – в товарный газ.

На рис. 5 представлены расчетные зависимости извлечения углеводородов С3–С4 в ГС и НК от температуры и давления в НТА. Из рисунка видно, что повышение давления и снижение температуры в НТА сопровождается снижением извлечения углеводородов С3–С4 в газ сепарации и ростом их извлечения в нестабильный конденсат.

На рис. 6 представлены расчетные зависимости содержания углеводородов С5+ в ГС и НК от температуры и давления в НТА. Из рисунка видно, что повышение давления в НТА приведет к повышению извлечения углеводородов С5+ в газ сепарации и к снижению их извлечения в нестабильный конденсат.

Снижение температуры в НТА при постоянном давлении приведет к снижению извлечения углеводородов С5+ в товарный газ и росту их извлечения в нестабильный конденсат.

Таким образом, в результате анализа представленных расчетных зависимостей сделаны следующие выводы:

• повышение давления в НТС выше текущего значения (3,8 МПа) может привести к повышению удельного выхода конденсата, но будет сопровождаться ростом содержания углеводородов С1–С4 и снижением извлечения углеводородов С5+ в нестабильный конденсат, при этом содержание этих углеводородов в товарном газе, напротив, возрастет;

• снижение температуры в НТА ниже текущей (–32 °С) при постоянном давлении может привести к росту удельного выхода конденсата с УКПГ, при этом извлечение всех углеводородов (включая углеводороды С1–С4) в нестабильный конденсат возрастет.

С учетом сделанных по расчетным зависимостям выводов снижение температуры в НТА является более предпочтительным по сравнению с повышением давления, к тому же повышение давления чревато корректировкой сроков реконструкции ДКС и большими энергозатратами на компримирование.

Для оценки эффективности текущего режима компримирования на ДКС УКПГ-1В была выполнена вторая серия расчетов. В этой серии расчеты УКПГ выполнялись на двух уровнях давления в НТА: 3,8 МПа (фактический режим) и 5,0 МПа при различных давлениях на выходе с ДКС (и постоянной температуре в НТА). Все результаты расчетов (рис. 7 и 8) оценивались по величине удельного выхода конденсата.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что фактический режим работы ДКС обеспечивает практически максимально возможный удельный выход НК при текущем давлении в НТА. Повышение перепада давления между НТА и выходом с ДКС, т. е. повышение давления на выходе с ДКС, не приведет к ощутимому росту удельного выхода конденсата.

Проведенные расчеты позволяют утверждать, что повышение эффективности промысловой подготовки газа на УКПГ-1В не может быть достигнуто изменением режимов работы дожимного комплекса. Теоретически повышение удельного выхода конденсата может быть достигнуто снижением температуры в НТА, однако этот вопрос требует более детальной проработки с оценкой возможностей действующего теплообменного оборудования. Учитывая взаимосвязь удельного выхода с составами товарной продукции, для принятия решения об изменении режима работы УКПГ может потребоваться и экономическая оценка возможных мероприятий. Несмотря на то что повышение эффективности промысловой подготовки на УКПГ-1В не может быть достигнуто изменением температуры и давления в ПНТА и на выходе ДКС, вопрос обеспечения текущей эффективности подготовки газа продолжает оставаться актуальным. Актуальность этого вопроса объясняется падением пластового давления по скважинам старого фонда, а также тем, что помимо старого фонда на УКПГ-1В поступает сырье с еще двух групп скважин, обладающих значительно различающимися устьевыми параметрами. Обеспечение проектных уровней добычи конденсата на УКПГ-1В в этих условиях требует проведения реконструкции. На это должны быть направлены технические решения для обеспечения подачи конденсата с первой ступени сепарации на орошение абсорберов А-2 в системе ПНТА, а также для приема продукции скважин нового фонда с более высоким давлением и ввода в эксплуатацию второй очереди компрессорной ДКС УКПГ-1В.