ГОМЕЛЬКОМПРЕССОРМАШ

Значительное количество газоконденсатных месторождений, уже выработано или находится на завершающей стадии разработки. Поскольку остаточные запасы жидких углеводородов в недрах этой группы ГКМ весьма велики (50 - 60 % от начальных запасов), то существует актуальная проблема повышения конденсатоотдачи объектов, характеризующихся истощенными энергетическими ресурсами, а именно, низким пластовым давлением.

Анализ данных со скважин подземных хранилищ газа и газоконденсатных месторождений показывает, что характерным явлением для периода с 2003 года по наше время, есть постепенное уменьшение пластового давления в рабочих зонах. В связи с этим, уменьшается добыча газового конденсата и природного газа.

Поддержание пластового давления в газоконденсатной зоне предотвращает ретроградную конденсацию. В результате конденсат извлекается более полно, чем при применении способа первоочередного отбора газа и конденсата, который в указанном отношении - наиболее эффективный из всех способов разработки на режиме истощения.

Анализ методов поддержания давления в газоконденсатных месторождениях, предполагающих нагнетание в пласт газов и/или воды, показывает, что каждому из этих методов присущи серьезные недостатки. Одним из способов уменьшения части консервируемых запасов газа при поддержании давления может явиться частичная закачка сухого газа. Полностью исключается консервация газа и снижаются эксплуатационные расходы на поддержание пластового давления при закачке в пласт воды. Однако в этом случае за фронтом обводнения защемляется значительное количество пластовой газоконденсатной смеси, что вызывает существенные потери газа и особенно конденсата. В ряде случаев именно этот способ воздействия может оказаться достаточно эффективным для повышения конденсатоотдачи газоконденсатных месторождении.

В настоящее время в условиях постоянного падения пластового давления добычу газа в большинстве случаев ведут с помощью подачи в рабочие скважины газа. Для закачки применяют попутный (нефтяной) или природный газ.

Одним из инновационных методов увеличения пластового давления является использование в качестве рабочей среды для закачки в пласт газообразного азота. Азот - инертный газ, не влияющий на коррозийные процессы в оборудовании, которым оснащаются скважины. Кроме того, он не влияет на емкостные характеристики пласта, то есть на объектах подземного хранения природного газа и сайклинг-процессов.

В то же время, уже в конце 70-ых годов в Европе система инертных газов рассматривалась в качестве возможной замены буферного газа в хранилище. Главной причиной для этих исследований стала необходимость снижения затрат на строительство специальных устройств, которые отвечают за буферный объем газа. Впервые же первая операция по замене части буферного газа была проведена в конце 70-ых годов – в 1979 году. Газовая компания Франции на хранилище Saint-Clair-sur-Apt, которое расположено в водоносном пласте впервые опробовала эту технологию. А на хранилище St. Elija та же процедура по замене части буферного газа была осуществлена в 1989 году. Для того, чтобы произвести все манипуляции, были использованы 10 лет опыта применения инертных газов в этой области.

Реализация этих инновационных методов применения инертного газа была выполнена на объекте Котелевском ГКМ. На данном объекте совместно введена в эксплуатацию станция азотная адсорбционная ААВН-40/25У1 (фото 1 и 2), которая получает газообразный азот из атмосферного воздуха и закачивает его в пласт под давлением 250 атмосфер.

​

Станция работает в автоматическом режиме с передачей параметров на автоматизированное рабочее место оператора и оснащена системой удаленного мониторинга.

Для безотказной работы станция ААВН-40/25 У1 оборудована системами:
• КИП и А и электроснабжения;
• приточно-вытяжной вентиляции;
• охлаждения оборудования раствором этиленгликоля;
• дифференциально-продольной защиты трансформаторов;
• освещения и электроотопления.

Станция выполнена в блочно-модульном исполнении (см. фото 1, 2), т. е. состоит из отдельных модулей: модуль компрессора низкого давления (МКНД), модуль подготовки сжатого воздуха (МПСВ), модуль разделения воздуха (МРВ), модуль компрессора высокого давления (МКВД), модуль охладителя теплоносителя (МОТ), ресиверы (азота и воздуха).

Атмосферный воздух проходит через МКНД (фото 3), где очищается от пыли, сжимается до необходимого давления и накапливается в ресивере воздуха.

Сжатый воздух проходит через МПСВ (фото 4), где происходит окончательная очистка от механических примесей и масла. Влагосодержание воздуха снижается до точки росы 3 С.

Сухой, чистый сжатый воздух поступает МРВ (фото 5), где происходит его разделение в адсорберах. Обогащенный кислородом воздух сбрасывается в атмосферу. Азот после МРВ накапливается в ресивере азота.

Далее азот сжимается в МКВД (фото 6) до давления 250 кгс/см2 и нагнетается в скважину.

Для обеспечения надежной работы оборудования станции ААВН-40/25У1 предусмотрено жидкостное охлаждение с помощью циркуляции теплоносителя(40% раствор этиленгликоля). Теплоноситель с помощью насосной станции подается в МКНД и МПСВ. Горячий теплоноситель охлаждается в охладителе теплоносителя (ОТ). Для нормальной работы ОТ (градирни испарительного типа) необходимо обеспечить подачу воды для пополнения емкости ОТ.

Автоматика станции построена как иерархическая, двухуровневая система и поставляется с единой системой автоматического управления (САУ) и контроля технологического процесса выработки и закачки азота и автоматизированным рабочим местом оператора (АРМ).

Основные задачи, которые решает САУ:
а) САУ верхнего уровня входит в состав АРМ оператора:
- контроль и управление ходом технологического процесса получения и закачки азота;
- взаимодействие с САК нижнего уровня;
- визуализация на мониторе оператора технологического процесса;
- сбор данных, формирование и архивирование параметров работы станции;
б) САУ нижнего уровня:
- подготовка станции к пуску, остановы, аварийные остановы;
- автоматическое и ручное (отладочный режим) управления станцией;
- непрерывное измерение технологических параметров и представления их оператору в удобном и наглядном виде;
- информирование оператора о срабатывании предупредительной и аварийной сигнализации;
- мониторинг состояния аналоговых датчиков (выход значения за допустимые пределы, обрыв линии, короткое замыкание, выход из строя) и исполнительных механизмов с выводом информации на экран;
- взаимодействие с САУ верхнего уровня по выделенному каналу связи. Для защиты оборудования САУ от воздействий электрических разрядов во время грозы и для связи между верхним и нижним уровнями САУ использован оптический кабель.

Автоматизированное рабочее место оператора (АРМ) в составе:
а) ПЭВМ (персональная электронная вычислительная машина) с TFT монитором 24 ";
б) модем связи верхнего и нижнего уровней САУ (Industrial 10/100BaseT (X) to 100BaseFX media converte);
в) источник бесперебойного питания;
г) комплект кабелей;
д) антивандальный оптобокс;
е) кнопка аварийной остановки станции;
ж) коммуникационный процессор;
з) программное обеспечение (ПО) АРМ оператора; системное лицензионное ПО;
- Комплект эксплуатационной документации, включая программное обеспечение на твердых носителях.
САУ нижнего уровня в составе:
- промышленный программируемый контроллер Siemens SIMATIC S7-300;
- микропроцессор CPU 315-2 DP;
- сенсорная мультипанель "SIMATIC MP 377" Siemens; SIMATIC S7-300;
- интерфейс PROFIBUS DP по ведомого или ведущего DP V1 устройства для работы в системах распределенного вывода / ввода;
- для подключения датчиков с унифицированными сигналами напряжения и силы тока, термопар, датчиков сопротивления и термометров сопротивления используются модули ввода аналоговых сигналов для SIMATIC S7-300;
- для подключения устройств, управляемых дискретными сигналами и для преобразования входных дискретных сигналов применены модули дискретного вывода / ввода SIMATIC S7-300;
- DC UPS Siemens для резервирования и немедленного подключения буферной батареи в случае снижения напряжения на входе контроллера;
- электрические компоненты согласно Е3.

С учетом положительных результатов ввода в эксплуатацию станции ААВН-40/25У1 на Котелевском ГКМ, применение методов искусственного воздействия на пласты с целью повышения конденсатоотдачи, а также замещения объемов буферного газа на ПХГ следует считать важнейшей фундаментальной задачей ближайших лет.

Применение инертных газов в этой области зарубежными компаниями полностью доказала состоятельность этой методики.

После чего были разработаны и продуктивные методики проведения нагнетания азота в газоносные слои ПХГ. В ходе этих работ применялись современные методы моделирования, при помощи которых прогнозировалось поведение ПХГ вследствие замещения азотом во время эксплуатации, производившейся на протяжении нескольких циклов. В результате было доказано то, что замещение буферного газа на инертную составляющую экономически оправдано и целесообразно. Объем ПХГ напрямую влияет на степень экономического эффекта от применения данной методики. Также значение имеет объем буферного газа, условия эксплуатации и технологические затраты. Самое главное, все упирается в саму стоимость природного газа. Практическое и теоретическое изучение и разработки проводилось на предприятиях и хранилищах, расположенных в Германии, Чешской республике, России.

На Украине необходимо апробировать эту методику замещения буферного газа на азот. Этот процесс можно использовать в при строительстве новых хранилищ природного газа. Их сегодня организуют в местах, где ранее действовали газоконденсатные месторождения, но со временем они были истощены. В этих условиях необходимо точно изучить все аспекты дисперсии природного газа во взаимодействии с инертным. Так азот значительно более тяжелый газ, чем, к примеру, метан. Предполагается, что в процессе создания ПХГ и нагнетания в пласт азота, он должен накопиться и осесть в самой нижней части пласта (продуктивного). Поэтому необходимо точно определить, насколько быстро происходит процесс его накопления в пласте.

Кроме того, для достижения максимального эффекта от нагнетания азота, необходимо производить этот процесс на протяжении нескольких лет. Это напрямую связано с возможностями продуцирования инертного газа при помощи современных установок. Кроме того, сами темпы его нагнетания в пласт не очень велики, эту скорость нужно поддерживать на определенном уровне для того, чтобы происходило оптимальное замещение природного газа и, во-вторых, это позволяет добиться уменьшения влияния процесса дисперсии.

В процессе циклической эксплуатации подобного ПГХ происходят законопеременные термобарические нагрузки на пластах, кроме того, наблюдается и фильтрация неустановленного генеза. Во время циклической эксплуатации подобного типа хранилища, может происходить полный отбор инертного газа, то есть, отобранный газ будет иметь худшие кондиции.

Поэтому в этом случае потребуется установить механизмы для повторной закачки инертного газа обратно в пласт. Поэтому потребуются дополнительные вложения денег, что, несомненно скажется на времени окупаемости данного проекта. Но зарубежные специалисты наглядно демонстрируют то, что подобные хранилища полностью рентабельны и опыт их использования включает в себя годы безупречной службы. В качестве буферного газа в таких хранилищах может использоваться до 20 процентов азота и его максимальная концентрация в природном газе может достигать 5 процентов.

А значит, можно говорить о том, что замещение буферного газа на инертный азот может быть экономически выгодным предприятием, это имеет теоретические практические доказательства в мировой практике. Во-вторых ,эти системы можно использовать не только во вновь создаваемых хранилищах, для которых закаченный газ будет переходить в контурную зону, но и в тех хранилищах ,где закачку инертного газа можно осуществлять посредством периферийных скважин.

Если же продуктивные слои в ПХГ будут обладать примерно одинаковым показателем проницаемости, то можно ожидать того, что природный газ не будет смешиваться с инертный составляющей, а значит, можно ожидать хорошего качества конечного продукта.

Таким образом, в перспективе возможно изготовления станций получения газообразного азота различной концентрации и с широким диапазоном производительностей для обеспечения потребностей нефтегазового комплекса.

​

​