Использование атмосферного холода для повышения эффективности работы установки низкотемпературной сепарации газа Бованенковского НГКМ

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение – гигантское газовое месторождение на полуострове Ямал в России, расположена в 40 километрах от побережья Карского моря, в нижнем течении рек Сё-Яха, Мордыяха и Надуй-Яха.

Месторождение было открыто в 1971 году, получив своё название в честь советского геолога Вадима Бованенко [1].

Бованенковское месторождение расположено в области сплошного развития вечной мерзлоты, мощностью до 200-250 м. Деятельный слой на заболоченных участках достигает 0,3-0,5 м и на песчаных – 1,0 м.

Лицензия на добычу газа из залежей Бованенковского месторождения и геологическое изучение нижележащих отложений, с последующей их разработкой, принадлежит ООО «Газпром добыча Надым».

При проектировании схемы сбора газа учтены следующие основные требования:

• 1.    Оптимальное использование пластовой энергии газа.

• 2.    Обеспечение высокого уровня надежности и эксплуатационной безопасности.

• 3.    Минимизация капитальных и эксплуатационных затрат.

• 4.    Обеспечение минимального техногенного воздействия на окружающую среду.

При разработке основных технических решений (далее ОТР) по обустройству месторождения, на основе уточненных материалов инженерных изысканий, с учетом рельефа, геокриологических, топографических и гидрологических условий территории были проведены гидравлические расчеты лучевой и коллекторной схем сбора газа.

Результаты расчетов показали, что при лучевой схеме сбора и диаметрах ГСК Ду 400 и 500мм на некоторых кустах в последние годы разработки требуется увеличение диаметров до 700мм. Для исключения применения трубы диаметром 700 мм, в соответствии с рекомендацией заказчика (ООО «Надымгазпром»), в ОТР был рассмотрен вариант прокладки лупингов диаметром 300 мм для таких ГСК. Варианты лучевой и коллекторной схем сбора газа были рассмотрены на полную производительность месторождения для трех ГП. При выборе варианта схемы сбора газа на этапе ОТР были рассмотрены и проанализированы достоинства и недостатки различных схем применительно к конкретным условиям Бованенковского месторождения.

Лучевая схема сбора газа, несмотря несколько меньшую экономическую привлекательность, обладает несомненными преимуществами:

• 1.    Обеспечивается одновременный ввод куста скважин и соответствующего ГСК, без последующих остановок.

• 2.    Возможная недоподача газа при остановке одного ГСК составит до 10% от общей производительности ГП и может быть легко компенсирована остальными работающими скважинами.

При этом необходимо учитывать, что даже при лучевой схеме сбора к каждому газосборному коллектору подключается от 7 до 22 скважин, что по производительности соответствует коллекторной схеме.

Анализ режимов работы коллекторных схем сбора газа на действующих месторождениях свидетельствует о том, что объединение 2…5 кустов (6…12 эксплуатационных скважин) в один коллектор обеспечивает достаточную эксплуатационную надежность и приемлемые технико-экономические показатели. Вместе с тем коллекторная схема обладает рядом существенных недостатков, которые имеют особое значение для условий сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения:

• 1.    Надежность работы коллекторной газосборной системы значительно ниже, чем при лучевой, так как при выходе из строя одного ГСК недоподача газа в условиях Бованенковского НГКМ составит 15…25% производительности ГП и не может быть компенсирована резервом скважин;

По результатам выполнения и рассмотрения ОТР, для монтажа выбран вариант лучевой схемы сбора газа (трубы Ø 530 и 426 мм) с лупингами (трубы Ø 325 мм). Схема сбора газа ГП-2 представлена на рис. 1. На площадке куста размещено от 7 до 22 скважины. На подвесках к газосборным коллекторам крепятся мета-нолопроводы на 0,5 м ниже газовой трубы для подачи 90% раствора метанола на кусты газовых скважин, в здание входных ниток и на установку НТС.

Способ прокладки трубопроводов коллекторов с целью сведения к минимуму теплового воздействия на многолетнемерзлые грунты (ММГ) – надземный, на опорах, в теплоизоляции, с гидроизолирующим поли- мерным покрытием и защитным металлическим кожухом.

Рис. 1. Схема сбора газа ГП-2 Бованенковского НГКМ.

Для повышения эффективности работы УНТС Бованенковского НГКМ, применяется охлажденный атмосферный воздух. На протяжении 9 холодных месяцев воздух в условиях крайнего севера находиться при низких температурах, что делает более производительной УНТС.

В действительности на Бавоненковском НГКМ УКПГ ГП-2, охлаждение газа происходит за счет теплообменных аппаратов, аппаратов воздушного охлаждения (АВО), и основное понижение температуры газа при помощи Турбодетандерного агрегата.

Блок 20ТД-1 включает турбодетандерный агрегат (ТДА), который состоит из корпуса, в котором установлена сменная проточная часть с турбиной и компрессором.

Турбодетандерные агрегаты оснащены активным магнитным подвесом (АМП), включающим в свой состав шкаф управления (ШУМП). Данное устройство обеспечивает поддержание ротора ТДА в магнитном поле, отслеживает текущее положение ротора и компенсирует его перемещения путем воздействия (увеличения / уменьшения значения протекающего то-ка)_наэлектромагниты.

Газ осушенный с давлением 6,0÷5,8, 4,95÷4,75 и температурой минус 4÷30°С подается в компрессор 20ТД-1, где дожимается до давления 8,0÷7,5, нагреваясь при этом до 18÷64 °С. Газ высокого давления из компрессоров с каждой технологической линии собирается в общий коллектор.

Из общего коллектора газ поступает на площадку аппаратов воздушного охлаждения, где охлаждается до температуры 2÷35°С.

Аппараты подключены к трубопроводам подвода и отвода газа параллельно через отключающие шаровые краны. Аппараты воздушного охлаждения 20ВХ-1 оснащены системой регулирования оборотов привода вентиляторов для управления температурой охлаждаемого газа. С каждой площадки АВО газ осушенный по трубопроводам Ду400 собирается в два коллектора Ду1200 и с температурой 2÷35 °С направляется:

• 1.    В 1 год эксплуатации (2011 год) на площадку теплообменников, где газ осушенный охлаждается в межтрубном пространстве 20Т-2 встречным потоком газ до температуры минус 2 ÷ минус 7°С;

• 2.    В 2÷4 годы эксплуатации на ДКС-1, где дожимается до 11,8 МПа. После чего газ через краны узла подключения подается на охлаждение в 20Т-2 до температуры минус 2 ÷ минус 7°С.

• 3.    Зимний период эксплуатации теплообменник 20Т-2 может отключаться, так как требуемая температура минус 2ºС может быть достигнута в АВО ДКС-1.

Охлаждение газа после компримирования на ДКС 1 очереди в проекте предусмотрено в блочномодульных аппаратах воздушного охлаждения (без рециркуляции нагретого воздуха) типа АВГБС-120. После АВО ДКС-1 газ возвращается на УКПГ (установку НТС) где происходит охлаждения газа в теплообменнике 20Т-2 до температуры минус 2ºС круглогодично, газ из технологических линий объединяется в общий коллектор и направляется на хозрасчётный узел замера газа и далее – в магистральный газопровод [2].

Включение в схему 20ВХ-1 позволяет значительно снизить потребляемую мощность ДКС-1.