Исследование технологий утилизации попутного нефтяного газа в условиях неразвитой промысловой инфраструктуры

Наибольшую популярность в настоящее время приобрели технологии, требующие минимальной подготовки ПНГ, среди них наиболее часто применяется использование попутного газа в качестве топлива и для выработки электроэнергии. Однако, известны и другие технологии, например переработка газа, подготовка его до качеств, соответствующих природному и другие [1]. В опубликованных научных работах последних лет приведен ряд технологий, разработанных для конкретных месторождений, но заслуживающих внимание при предпроектной проработке вопроса утилизации ПНГ на начальных стадиях разработки.

Так, например, в работах А.П. Гусева [2] и А.П. Рябова [3] предложена интересная технология, предполагающая подготовку ПНГ, основан- ную на проявлении эффекта Ранка-Хилша в трехпоточных вихревых трубах. Ограничения применения этого метода связаны с необходимостью поддержания постоянного уровня добычи газа и необходимостью решения вопроса использования подготовленного газа. Известен ряд других технологий, при этом обоснование их применения должно производиться на основе набора критериев, учитывающих максимальное количество факторов. Результаты разработки такой системы критериев представлены в работе Е.З. Ильясовой [4]. В этой работе рассматривается влияние инфраструктуры, стадии разработки месторождения, количественная и качественная характеристика добываемого газа. Установлены экономические критерии целесообразности применения различных технологий. Однако набора решений, предусматривающих утилизацию ПНГ на начальной стадии разработки месторождений в условиях не развитой промысловой инфраструктуры, в работе не приведено.

Значительный объем исследований, касающихся обоснования оптимальной схемы рационального использования попутного нефтяного газа приведен в работе Н.Н. Андреевой [5]. В этой работе рассмотрены основные технологии, применимые для «мелких» нефтяных месторождений. В части утилизации ПНГ рассмотрены технологии его использования на собственные нужды в части энергообеспечения промысла с целью максимальной автономности функционирования промысловой инфраструктуры.

В настоящее время существует множество технологий использования попутного нефтяного газа на промыслах. Исследование их эффективности представлены в работе [6], где рассмотрены области их эффективного применения. Рассмотренные в этой работе технологии предполагают, в первую очередь снижение потерь ценного углеводородного сырья, а не комплексное решение проблемы рационального использования ПНГ [1].

Таким образом, очевидно, что при комплексном решении проблемы утилизации ПНГ необходимо рассматривать не только технологический эффект от внедрения различных способов, но и экономическую (срок окупаемости) и стратегическую (срок эксплуатации оборудования, возможность использования способа на всех стадиях разработки) составляющие. В этой связи на примере деятельности ООО «Газпромнефть – Восток» рассмотрим подходы к выбору оптимальной технологии утилизации ПНГ. На рисун- ке 1 представлена обзорная схема месторождений компании [7].

Большая часть месторождений компании находится на первой и второй стадиях разработки, таким образом, объем добыча ПНГ постоянно увеличивается, при этом выход на постоянные уровни ожидается в ближайшее десятилетие. В этой связи была рассмотрена возможность применения различных технологий. Например, для Арчинского месторождения рассматривалась перспектива утилизации ПНГ путем ее обратной закачки в газовую шапку без предварительной подготовки. Однако проведенные исследования [8] показали, что этот способ не является оптимальным. На основании выполненных гидродинамических расчетов для пласта М1 можно сделать вывод о технологической возможности возвратной закачки газа и дополнительной закачки «стороннего» газа с соседних месторождений.

Условные обозначения:

Месторождения

Трубопроводы, дороги и ЛЭП

нефтяное газоконденсатное нефтегазоконденсатное

Арчинское НГК м-ние

нефтепроводы газопроводы грунтовые дороги сезонные дороги (зимники) электросети

Номера лицензионных участков и недропользователей

48 – Северо-Пудинский, 52 – Южно-Тамбаевский, 53 – Останинский,85-Верхне-Нюрольский,

86 – Южно-Урманский, 105 – Южно-Пудинский

1 – ОАО «Томскнефть ВНК», 2 – Компания «Бенодет инвестменс лимитед»,

7 – ЗАО «Арчинское», 20 – ОАО «Томскгазпром», 25 – ООО «Альянснефтегаз»

Рис. 1. Обзорная схема района деятельности ООО «ГПН-Восток».

В этом случае были установлены ограничения на максимальный объем закачки, кроме того установлена прямая зависимость потерь добычи нефти от увеличения объемов утилизации ПНГ.

Для юго-западной части Крапивинского месторождения проверка работоспособности технологии мягкого парового риформинга разработки ИК СО РАН им. Г.К. Борескова [9]. Новизна технологии заключается в подборе технологии конверсии ПНГ. Использование мягкого парового риформинга в качестве подготовки газа непосредственно на промысле. При этом предполагается использование технологии конверсии (парового риформинга) ПНГ, ШФЛУ в метан, за счет проведения селективной каталитической конверсии всех углеводородов содержащихся в ПНГ нефтегазовых месторождений, составом выше С1 (жирных газов) в метан, с последующим транспортом потребителю дополнительных объемов газа в единой системе магистральных газопроводов с учетом СТО Газпром 089-2010 [10]. Испытания технологии прошли успешно (рис. 2), однако мощность одной установка в 150-300 м3/ч не позволят распространить технологию на все месторождения компании. В этой связи испытанный способ в условиях рассматриваемых месторождений пригоден для предварительной подготовки ПНГ при использовании его в качестве топлива для электростанций. Следует особо отметить, что и в этом случае предполагается подготовка газа до качества, при котором он пригоден для сдачи в магистральные газопроводы. В этой связи интересно рассмотреть и другие технологии, направленные на достижение того же эффекта.

Известна технология [11] в которой предполагается подготовка ПНГ до требуемых качеств с использование эффекта Ранка-Хилша (рис. 3). Отличительной особенностью способа является применение жидкостно-газовых эжекторов для увеличения давления газа, подаваемого на вихревые трубы. Однако и этот способ имеет ряд технологических и экономических ограничений, что не позволяет его использовать в случае неразвитой инфраструктуры.

С-1, С-2 – сепаратор

Н-1 – насос

Т-1 – рекуперативный теплообменник

ЖГЭ-1 – жидкостно-газовый эжектор

ТВТ-1 – трехпоточная вихревая труба нефтепромысловая сточная вода газ конденсат

Рис. 3. Принципиальная технологическая схема способа подготовки низконапорного растворенного газа с помощью жидкостно-газового эжектора и трехпоточной вихревой трубы.

Количество ПНГ на входе и выходе установки

Рис. 2. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии мягкого парового риформинга.

Альтернативой рассматриваемых способов, позволяющих подойти к проблеме комплексно, то есть решить проблему не только подготовки газа до требуемых качеств, но и обеспечить необходимое давление является применение дожимных компрессорных станций. В настоящее время уже известен опыт их успешного применения [12], в том числе и на месторождениях ООО «Газпромнефть – Восток».

Таким образом, в условиях развивающейся инфраструктуры нефтегазодобывающего района и при относительной близости газопроводов единой газостранспортной системы России наиболее актуально применение дожимных компрессорных станций, при этом современный уровень развития их оборудования позволяет решать поставленные задачи.