Page 1

Статья для участия в выставке – презентации инновационных проектов и научных разработок молодежи Республики Коми на тему:

«Разработка решений по оптимизации расхода ингибитора гидратообразования при подготовке газа» Труфанов Сергей Валерьевич, научный сотрудник (Лаборатория подготовки и переработки углеводородного сырья, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г.Ухта)

Основным методом разработки газоконденсатных месторождений как в России, так и за рубежом является разработка на режиме истощения естественной энергии пласта. Преимущество этого метода заключается в минимальных затратах материальных и трудовых ресурсов (по сравнению с методами активного воздействия на пласт), в том числе на начальной стадии разработки. Завершающая стадия разработки газоконденсатного месторождения – наиболее сложный период эксплуатации подобного типа объектов газодобывающей отрасли. Эту стадию можно характеризовать следующими чертами: - низкими отборами газа и конденсата из недр; - значительной протяженностью во времени; - поступлением и накоплением большого объема жидкости в трубопроводах системы сбора, промысловой подготовки и внутрипромысловой транспортировки продукции скважин; - необходимостью широкомасштабного внедрения мероприятий, которые позволяют поддерживать достаточно стабильную работу скважин, комплекса промыслового оборудования и промысла в целом. Последние две особенности обусловлены в основном резким ухудшением энергетического состояния пласта (падением пластового давления) и смещением фазового равновесия в истощенной газоконденсатной системе в сторону жидкой фазы. По мере падения пластового давления на месторождениях ухудшается качество сепарации газа на первичных промысловых установках подготовки; уменьшаются скорости движения газа сепарации в системе сборных коллекторов, что приводит к ухудшению выноса жидкости из них; увеличивается количество ступеней сжатия на дожимной компрессорной станции, работа которой обеспечивает подачу газа в магистральный газопровод; а также увеличивается количество жидкой фазы (конденсата и воды) и происходит ее утяжеление в составе газа, поступающего на последнюю стадию подготовки углеводородного сырья к транспорту. На установках промысловой подготовки газа и конденсата Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения (головных сооружениях) при прохождении потока газа, в составе которого наблюдается большое количество жидкой фазы, состоящей из углеводородов С5+ и водометанольной смеси, создаются термобарические условия, приводящие к образованию гидратов в трубопроводах и оборудовании. Это приводит к образованию гидратных пробок в трубопроводах и оборудовании, что служит причиной повышенного роста перепада давления и может привести к авариям или отказу основного оборудования установок подготовки газа. Объектом исследований данного проекта являлось изучение имеющейся проблемы гидратообразования в межпромысловых газопроводах и оборудовании при подготовке и транспортировке углеводородного сырья Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, а также причины ее возникновения, способы борьбы и предотвращения. Целью работы является выявление причин и мест появления гидратов в системе транспортировки и подготовки углеводородного сырья Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, а также разработка решений по предотвращению гидратообразования. Результаты проекта могут быть использованы для разработки аналогичных решений по предотвращению гидратообразования на объектах добычи, подготовки и транспортировки газа в Республике Коми. 1


Актуальность работы заключается в сокращении потерь газа и жидких углеводородов вследствие предотвращения возможных аварийных остановок объектов подготовки и транспорта углеводородов, в том числе из-за выхода из строя технологического оборудования, а также сокращения количества воды, поступающей в магистральный трубопровод, и расхода метанола в качестве ингибитора гидратообразования. В процессе выполнения проекта была собрана и проанализирована информация по режимам работы и проблемам эксплуатации межпромысловых трубопроводов, установок промысловой подготовки, дожимной компрессорной станции и головных сооружений Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения. В настоящее время на дожимную компрессорную станцию поступает газ с Вуктыльского, Западно-Соплесского и Югидского месторождений (рисунок 1). Газ, поступающий на вход станции, характеризуется низким давлением (порядка 0,5-0,7 МПа), высоким содержанием компонентов С5+, а также наличием в составе газа метанола и воды. В результате недостаточно четкого разделения фаз при подготовке газа на промыслах в межпромысловые коллектора поступает достаточно высокое количество жидкости в составе газа, которая при транспорте по трубопроводам может выпадать еще до дожимной компрессорной станции. В связи с этим отмечается поступление жидкой фазы на вход станции, характеризующейся высоким содержанием водометанольной смеси. Однако, начиная с 2005 года ситуация с выпадением жидкости в газовых коллекторах на участке от установок подготовки до дожимной компрессорной станции несколько улучшилась в связи с началом подачи газа сепарации Югидского месторождения на головные сооружения Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения. Значительная часть жидкости внутри газопроводов поглощается сухим недонасыщенным газом Югидского месторождения, который при давлении в коллекторе около 1,0 МПа имеет точку росы порядка минус 35оС по сравнению с точкой росы газа сепарации, поступающего с установок промысловой подготовки газа Вуктыльского месторождения - от 0 до плюс 10 оС. В результате этого явления острота проблемы с поступлением жидкости на вход дожимной станции сейчас значительно снизилась. В то же время при расчетах было выяснено, что в межпромысловых коллекторах на участках от промысловых установок подготовки газа до дожимной компрессорной станции образования гидратов не происходит, в основном благодаря наличию метанола и низкому давлению, недостаточному для образования гидратов. Обратное испарение значительной части жидкости в газ Югидского месторождения приводит к ее уносу в больших количествах на головные сооружения Вуктыльского месторождения минуя сепараторы дожимной станции (что также подтверждается проведенными расчетами на математической модели системы сбора и подготовки). Хотя небольшое количество жидкости выпадает из газа в результате компримирования на установках дожимной станции и отбивается на промежуточных сепараторах, большая часть поступает вместе с потоком газа на вход головных сооружений. 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» (рисунок 2). Условием выпадения влаги (и, следовательно, появления гидратов) в трубопроводе на этих участках головных сооружений Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения 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 в результате эффекта дросселирования при падении давления или охлаждения при взаимодействие с окружающей средой (в основном в зимнее время года).

2


УПНГ Ю гид

С кваж ины

НС

НС

УКПГ З/С

С кваж ины

УППГ ЛБ В Н ГК М

Dу 200

НС Dу 700

УКПГ ПК

С кваж ины

D у 300

СРТО - Ухта - Торжок 5н. Dу 1400

СРТО - Ухта - Торжок 3н. Dу 1400

р=7,5 М П а

С кваж ины

С кваж ины

С кваж ины

С кваж ины

С кваж ины

У К П Г-1 В Н ГК М

У К П Г-2 ВНГКМ

У К П Г-8 В Н ГК М

У К П Г-3 В Н ГК М

У К П Г-4 В Н ГК М

Dу 100

С кваж ины

СРТО - Ухта - Торжок 4н. Dу 1200

р=5,0 М П а

D у 700

D у 800

D у 150

D у 250 D у 300

D у 500

D у 400

D у 400

D у 500

3 Г РС -2

Н С ГС В ГП У

У словн ы е обозначения: - зам ерн ы й узел - тю м енский газ н а закачку и технологические нуж ды - газ добы чи - конденсат, неф ть

УППГ ЛБ

С ГП З

- У К П Г с закачкой газа в пласт - У П П Г с добы ч ей конденсата и нефти

Dу 1200

У К П Г-1

ГС

Dу 1000

ГВД Г К

Dу 500

П ечорская ГР Э С

ДКС

К С -10 СЛПУМ Г

Рисунок 1 – Система промыслового сбора, подготовки и транспортировки углеводородов месторождений ООО «Газпром переработка» в Республике Коми

С кваж ины

У К П Г-5 В Н ГК М


ДКЦ-3 Газ Западно-Соплесского, Югидского НГКМ, УППГ-ЛБ, УКПГ-1,2,4,5,8

ДКЦ-2

ДКЦ-1 На СГПЗ

АВО

в/о

п/у

1

АВО

2

АВО

3

4

АВО

6

5

7

АВО

8

РТО ХС

Е-30

Е-31

пзг

С-1 Е-33

Е-34

на УПП Сбв

E-5-1

Газ с УКПГ-3

В резервуарный парк

Е

4

ПЕ Н

Е

Е-5-2

На СГПЗ Е

В резервуарный парк

Жидкие углеводороды с месторождений Вуктыльского ГЭР вуктыльский газ;

конденсат;

газ дегазации;

водо-метанольный раствор;

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

Рисунок 2 – Принципиальная технологическая схема головных сооружений Вуктыльского месторождения

нтс


Для расчетов, проведенных в данном проекте, в программном комплексе «HYSYS» (фирма «HYPROTECH», Канада) была построена модель всей системы подготовки и межпромысловой транспортировки газа разрабатываемых месторождений ООО «Газпром переработка». Для описания фазовых превращений многокомпонентных систем в данном программном комплексе использовалось кубическое уравнение состояния Ван-дер-Ваальсового типа (исходя из существующих условий была применена модификация уравнения Пенга-Робинсона), при этом физикохимические константы углеводородных фракций вычислялись по аппроксимациям Ли-КеслераПлоктера. Сама построенная модель представляет собой математически адаптированную технологическую схему, включающую в себя:  модели существующих установок подготовки углеводородов Печорокожвинского, Югидского и Западно-Соплесского месторождений, установок подготовки газа и конденсата Вуктыльского месторождения (в том числе головные сооружения);  сложившуюся систему транспортировки газа от установок подготовки до дожимной компрессорной станции и головных сооружений Вуктыльского месторождения;  модели существующей системы компримирования и подготовки газа на дожимной станции и головных сооружениях Вуктыльского месторождения. В качестве исходных данных использовались составы пластовых смесей, поступающих на установки подготовки в 2009 г., по всем разрабатываемым месторождениям ООО «Газпром переработка». Кроме того, для более точного определения содержания жидких углеводородов в газах сепарации были заданы соответствующие значения уноса в сепарационном оборудовании установок подготовки. Исходя из существующих на данный момент времени термобарических условий подготовки газа и конденсата как на промысловых установках комплексной подготовки, так и на головных с сооружениях, а также состава и свойств поступающих из скважин пластовых флюидов, была построена и рассчитана модель системы сбора, межпромысловой транспортировки и подготовки углеводородного сырья для летнего и зимнего периода года. Это позволило учесть не только разницу в технологических режимах подготовки продукции скважин на промысловых установках подготовки газа и головных сооружениях от сезона, но и разницу в термобарических условиях межпромысловой и внутрипромысловой транспортировки газа и конденсата. В построенных моделях системы сбора, транспорта и подготовки углеводородного сырья используется существующая адаптированная схема внутрипромысловых и внутрицеховых трубопроводов. Состав и свойства потоков газа для участков межпромысловых трубопроводов для зимнего периода года приведены в таблице 1, для летнего – в таблице 2. Для головных сооружений свойства потоков представлены для летнего режима – в таблице 3, для зимнего – в таблице 4.

5


Таблица 1 – Параметры работы межпромысловых газовых коллекторов (летний режим)

Участок газосборного коллектора Югид – Зап. Соплесск Зап. Соплесск – Лев. Бер. УППГ ЛБ – УКПГ 1 УКПГ 1 – УКПГ 2 УКПГ 2 – ПК 27 УКПГ 8 – ПК 27 ПК – 27 УКПГ 4 – ПК 110 УКПГ 5 – РК 110 ПК 110 – ПК 27 УКПГ 3 – ДКС На ДКС

P, МПа 4,410 1,054 0,89 0,72 0,64 0,76 0,61 0,81 0,83 0,81 0,77 0,61

Параметры потока Тгидратооб0 T, С разования, 0 С 4,66 4,99 4,49 5,48 4,83 8,84 4,67 7,77 5,01 5,09 8,11 4,80

14,52 3,15 1,57 -4,39 -4,84 -

Жидкая фаза Объем, тыс м3/сут

Всего, кг/сут

Конденсат, кг/сут

611,5 934,5 1101,0 2983,0 4159,0 1483,0 6683,0 733,2 308,2 1041,0 475,0 7158,0

478,07 1028,7 1896,9 692,4 3607,3 1349,3 2355,9 5075,5 1069,9 3981,8

478,0 1028,0 1671,0 587,4 2795,0 1014,0 2084,0 4353,0 935,1 3092,0

Вода

Метанол

Всего

Содержание ВМС в потоке газа, г/м3

224,6 93,04 809,8 334,8 270,9 720,2 133,2 886,8

18,43 10,93 69,58 14,54 11,04 30,95 15,19 77,75

243,03 104,01 879,38 349,34 281,94 751,15 148,39 964,55

0,05 0,07 0,12 0,46 0,89 0,69 0,28 0,12

Водометанольная смесь, кг/сут

6

Таблица 2 – Параметры работы межпромысловых газовых коллекторов (зимний режим)

Участок газосборного коллектора Югид – Зап. Соплесск Зап. Соплесск – Лев. Бер. УППГ ЛБ – УКПГ 1 УКПГ 1 – УКПГ 2 УКПГ 2 – ПК 27 УКПГ 8 – ПК 27 ПК – 27 УКПГ 4 – ПК 110 УКПГ 5 – РК 110 ПК 110 – ПК 27 УКПГ 3 – ДКС На ДКС

P, МПа 4,42 1,06 0,91 0,75 0,71 0,76 0,69 0,81 0,83 0,81 0,77 0,69

Параметры потока Тгидратооб0 T, С разования, 0 С -0,36 -0,01 -0,42 -0,99 -0,59 1,21 -0,62 -0,81 0,00 -0,03 -0,54 -0,66

14,21 2,92 1,54 -4,53 -

Объем, тыс. м3/сут

Всего, кг/сут

Конденсат, кг/сут

605,6 928,7 1093,0 2970,0 4138,0 1478,0 6651,0 729,1 306,0 1035,0 472,5 7124,0

497,5 924,8 2172,6 594,6 3654,9 2124,6 1430,5 2304,7 564,2 3971,6

497,5 924,8 1671,0 587,4 2795,0 1014,0 2084,0 4353,0 935,1 3092,0

Жидкая фаза Водометанольная смесь, кг/сут Вода

Метанол

Всего

Содержание ВМС в потоке газа, г/м3

407,4 71,45 877,6 328,0 220,0 520,9 65,1 928,1

33,22 8,71 74,39 14,07 11,56 24,02 7,43 80,48

440,58 80,16 951,99 342,11 231,55 544,89 72,52 1008,6

0,09 0,01 0,13 0,45 0,72 0,5 0,14 0,13


Таблица 3 – Параметры работы головных сооружений Вуктыльского НГКМ (летний режим)

Трубопровод Вход головных сооружений на Рекуперативный Теплообменник (после впрыска метанола) Газ на испарители-холодильники Газ на сепаратор НТС Газ на сепараторы пункта замера газа В магистральный газопровод

33,11

Температура гидратообразования, 0 С 10,12

32,64

-2,86

3,84

9,19 -12,0 -11,95 16,69

-2,86 -12,58 12,88 12,84

3,84 3,84 3,83 3,81

0

T, С

P, МПа

Примечания

3,84 Ввод метанола в количестве 12 т/сут

Таблица 4 – Параметры работы головных сооружений Вуктыльского НГКМ (зимний режим) Трубопровод

T, 0С

Вход головных сооружений на Рекуперативный Теплообменник (после впрыска метанола) Газ на испарители-холодильники Газ на сепаратор НТС Газ на сепараторы пункта замера газа В магистральный газопровод

14,82

Температура гидратообразования, 0 С 10,42

14,75

-3,95

3,84

0,98 -12,0 -11,98 4,39

-3,95 -12,04 12,92 12,88

3,84 3,84 3,83 3,81

P, МПа

Примечания

3,84 Ввод метанола в количестве 7 т/сут

На рисунках 3 и 4 в графическом виде представлены результаты расчета содержания воды в жидкой фазе в общем потоке газа и температуры гидратообразования в межпромысловых коллекторах от сборных пунктов (УКПГ) до пикета ПК-27 для летнего и для зимнего периодов года. 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. Динамика температур гидратообразования по точкам подготовки газа в системе ДКС-РТОХС-НТС и содержание воды в межцеховых коммуникациях в зимний и летний периоды года для существующей схемы подготовки газа приведена на рисунках 5 и 6. В ходе исследований также был произведен расчет фазового поведения и материального баланса потока газа сепарации по следующим точкам: выход ДКС - вход РТО - выход РТО – выход испарителей холодильной станции. Расчет проводился для начальных составов газа и при следующих параметрах работы головных сооружений Вуктыльского НГКМ:  расход газа после ДКС – 7,123 млн. м3/сут при зимнем режиме, 7,156 млн. м3/сут при летнем режиме;  давление после третьей ступени ДКС – 3,841 МПа (избыточное);  температура газа после испарителей ХС в летний период – минус 12°С;  температура газа после испарителей ХС в зимний период – минус 12°С. Для зимнего периода года были рассчитаны параметры работы системы ДКС-РТО-ХС-НТС для температуры газа на выходе ДКС плюс 15°С. Для летнего периода года – для плюс 33°С. 7


1000 900 800 Летний период

Зимний период

700 Вода, кг/сут

600 500 400 300 200 100 0 Югидское

Зап.-Соплеск

УППГ-ЛБ

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-8

ПК-27

УКПГ-4

УКПГ-5

20

Температура гидратообразования, 0С

8

Рисунок 3 – Содержание воды в жидкой фазе в межпромысловых коллекторах системы сбора и подготовки

15

10

Летний период

Зимний период

5

0

-5

-10 Югидское

Зап.-Соплеск

УППГ-ЛБ

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-8

ПК-27

УКПГ-4

УКПГ-5

Рисунок 4 – Расчетная температура гидратообразования в межпромысловых коллекторах системы сбора и подготовки


14000

12000

10000

Вода, кг/сут

Летний период

Зимний период

8000

6000

4000

2000

0 Вход ДКС

В/О

П/У

Промежут

Выход ДКС

Вход ГС

РТО

ХС

НТС

ПЗГ

в МГП

15

10

Температура гидратообразования, 0С

9

Рисунок 5 – Содержание воды в жидкой фазе в газовых коллекторах ДКС и трубопроводах головных сооружений

Летний период

Зимний период

5

0

-5

-10

-15 Вход ДКС

В/О

П/У

Промежут

Выход ДКС

Вход ГС

РТО

ХС

НТС

ПЗГ

в МГП

Рисунок 6 – Расчетная температура гидратообразования в коллекторах ДКС и трубопроводах головных сооружений


Как видно из результатов расчетов, показанных в таблицах 1 и 2, и на рисунках 3 и 5, 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. В то же время следует учесть, что в межпромысловых коллекторах на участке от УКПГ Югидского НГКМ – УКПГ Западно-Соплесского НГКМ- УКПГ-1 «Левый берег» ВНГКМ образования гидратов не происходит не смотря на теоретическую его возможность (рисунок 4), так как при данных термобарических условиях вода в жидкой фазе, необходимая для начала гидратообразования, отсутствует, что и показано рисунке 3. В дальнейшем на участках УКПГ-1 - ПК-27 – ДКС и УКПГ-5 – ПК-27, где, судя по графикам, возможно льдообразование, образование льда и гидратов становится не возможным из-за значительного содержания метанола в водометанольной фазе (около 10%), что снижает температуру замерзания ВМС до минус 8оC. Основным благоприятным фактором для снижения вероятности образования гидратов на данных участках является низкое давление (менее 1 МПа), которое также определяет не слишком большее количество выпадающей жидкой углеводородной и водометанольной фазы. На головных сооружениях наблюдается совершенно иная ситуация: здесь происходит 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, именно этот процесс можно проследить на рисунках 5 и 6. 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. Следует упомянуть также, что впоследствии значительная часть метанола при таких залповых «промывках» переходит в газ, который поставляется на Сосногорский газоперерабатывающий завод, и ухудшает качество товарных продуктов переработки газа (сжиженные газы). С целью сокращения расхода ингибитора гидратообразования (метанола) в существующем комплексе промысловой подготовки газа пристальное внимание в проекте было уделено именно головным сооружениям Вуктыльского НГКМ. Анализируя графики содержания воды и температур начала гидратообразования (рисунки 5 и 6), а также свойства потоков газа (таблицы 3 и 4), можно сделать вывод, что наиболее опасными с точки зрения гидратообразования являются как участки трубопроводов после РТО и ХС, так и сами аппараты, где происходит резкое снижение температуры газа в сочетании с высоким (порядка 3,7÷3,8 МПа) давлением. Температура и количество жидкости, выпадающей после первичного охлаждения потока газа в рекуперативных теплообменниках, пропорциональны температуре газа на выходе ДКС: чем ниже температура на выходе ДКС, тем ниже температура после РТО и, соответственно, тем больше содержание жидкой фазы в потоке газа. Это наглядно иллюстрируется на примере летнего и зимнего режимов работы головных сооружений, показанных в таблицах 3 и 4 и на рисунках 5 и 6. Также необходимо отметить, что при понижении температуры газа в начальный период конденсации в жидкую фазу выпадает в основном вода, которая начинает конденсироваться при более высоких температурах (на 3-5оС выше), чем углеводороды. Исходя из всего вышеизложенного, можно выделить основную причину возникающих проблем на головных сооружениях – поступление и в летнее, и в зимнее время года достаточно большого количества воды в составе общего потока газа. В настоящее время для решения задачи борьбы с гидратами на площадке ГС в качестве ингибитора гидратообразования также используется метанол (метиловый спирт). Выбор метанола объясняется рядом соображений, в том числе:  наивысшая антигидратная активность среди современных антигидратных ингибиторов;  легкость регенерации отработанных растворов;  при наличии в составе водометанольного раствора мехпримесей, минеральных солей и 10


т.д., в процессе регенерации они остаются в кубовом продукте, а верхним погоном получается достаточно чистый метанол;  способность быстро разлагать уже образовавшиеся пробки;  низкая вязкость метанола и его водных растворов облегчает его ввод в поток газа, повышает равномерность распределения, облегчает разделение водной и углеводородной фаз;  меньшая стоимостью по сравнению с гликолями (в 7..8 раз) и др. Как показано в таблицах 3 и 4, общий расход метанола согласно существующей схемы подготовки, составляет в среднем 12 т/сут для летнего периода года и 7 т/сут - для зимнего. 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 более устойчивую работу сосудов и аппаратов головных сооружений Вуктыльского НГКМ даже при залповых поступлениях жидкой углеводородной и водной фаз, а также снизить общий расход используемого метанола. В ходе проведенных аналитических исследований по снижению поступления жидкой фазы на вход головных сооружений на математической модели были проведены технологические расчеты различных вариантов реконструкции технологической схемы подготовки газа. По результатам проведенных технологических расчетов предлагается следующая, наиболее оптимальная с точки зрения технологии подготовки, схема реконструкции. Принципиальные схемы предлагаемых вариантов реконструкции приведены на рисунках 7 и 8. В летний период года для решения проблем гидратообразования и «заливания» испарителей– холодильников ХС предлагается установка дополнительных сепараторов между теплообменниками площадки РТО и испарителями-холодильниками холодильной станции. Такое решение позволит разгрузить работающие испарители-холодильники холодильной станции от выпадающей после РТО жидкой фазы. А также позволит отбивать свыше 90% растворенной в газе воды (рисунок 9), тем самым снижая возможность гидратообразования в оборудовании ГС. Следует учесть, что данное предложение также снижает и расход метанола для ингибирования гидратообразования (таблица 5). 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 – СГПЗ газа, кроме того, на 80-90% разгрузить от жидкости не только работающие испарители-холодильники холодильной станции, но и частично уменьшить количество выпадающей после РТО жидкой фазы, что показано на рисунке 10. Тем самым реализация данного варианта позволяет уменьшить температуру гидратообразования и, следовательно, опасность появления гидратов, заодно и снизив расход метанола (таблица 6). В результате проведенных исследований, расчетов и анализов зависимостей температуры гидратообразования и содержания жидкости в газе от термобарических и иных условий сбора, транспорта и подготовки сырья, как на промыслах, так и на головных сооружениях, предлагается применить схему с установкой двух сепараторов. Термобарические свойства потоков газа после реконструкции головных сооружений согласно предложенных вариантов для летнего и зимнего периодов года, а также требуемый расход метанола приведены в таблицах 5 и 6.

11


Метанол

Вход ХС

на ПЗГ РТО

на РТО

на ХС

ПЗГ

на НТС НТС

УИХ (ХС)

РЕ

Дополнительный сепаратор

Жидкость на Сосногорский ГПЗ

Жидкость на РЕ Газ на Сосногорский ГПЗ

Рисунок 7 – Принципиальная технологическая схема установки дополнительного сепаратора на головных сооружениях Вуктыльского НГКМ для летнего периода года

Метанол на РТО

на ПЗГ РТО

на ХС

на НТС УИХ (ХС)

Вход ХС

Дополнительный сепаратор №1 Жидкость на РЕ

ПЗГ

Дополнительный сепаратор №2 Жидкость на РЕ

НТС

РЕ Жидкость на Сосногорский ГПЗ

Газ на Сосногорский ГПЗ

Рисунок 8 – Принципиальная технологическая схема установки двух дополнительных сепараторов на головных сооружениях Вуктыльского НГКМ для зимнего периода года

12


14000

12000 До реконструкции

После реконструкции

13

Вода, кг/сут

10000

8000

6000

4000

2000

0 Вход ДКС

В/О

П/У

Промежут

Выход ДКС

Вход ГС

РТО

ХС

НТС

ПЗГ

Рисунок 9 – Изменение содержания воды в газе после реконструкции головных сооружений для летнего периода

в МГП


9000 8000 До реконструкции

После реконструкции

7000

Вода, кг/сут

6000 5000 4000

14 3000 2000 1000 0 Вход ДКС

В/О

П/У

Промежут

Выход ДКС

Вход ГС

РТО

ХС

НТС

ПЗГ

Рисунок 10 – Изменение содержания воды в газе после реконструкции головных сооружений для зимнего периода

в МГП


Таблица 5 – Параметры потоков газа на ГС после реконструкции (летний режим) – установка дополнительного сепаратора Трубопровод

T, С0

Вход головных сооружений на Рекуперативный Теплообменник (после впрыска метанола) Газ на испарители-холодильники Газ на сепаратор НТС Газ на сепараторы пункта замера газа В магистральный газопровод

P, МПа

33,11 33,02

Температура гидратообразования,С0 10,12 7,44

10,23 -12,0 -11,97 16,69

7,43 7,42 7,42 12,84

3,84 3,84 3,83 3,81

3,84 3,84

Примечания Ввод метанола в количестве 6,15 т/сут

Таблица 6 – Параметры потоков газа на ГС после реконструкции (зимний режим) – установка двух дополнительных сепараторов 15

Трубопровод

T, С0

Вход головных сооружений на Рекуперативный Теплообменник (после впрыска метанола) Газ на испарители-холодильники Газ на сепаратор НТС Газ на сепараторы пункта замера газа В магистральный газопровод

P, МПа

14,82 14,75

Температура гидратообразования,С0 10,42 0,2

0,95 -12,0 -11,98 4,34

0,09 -12,36 13,0 12,96

3,84 3,84 3,83 3,81

3,84 3,84

Примечания Ввод метанола в количестве 4,9 т/сут


С целью предварительной оценки экономической и инвестиционной привлекательности проекта были проведены расчеты экономической эффективности (в соответствии с “Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)”, утвержденными Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госкомитетом РФ по строительству, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.). Основные расчетные показатели проекта представлены в таблице 7. За основу принят базисный метод, при котором оценка экономической эффективности вариантов проводится относительно существующего (базового) варианта. Предлагаемый вариант реконструкции предполагает установку двух дополнительных промежуточных сепараторов на головных сооружениях Вуктыльского НГКМ с целью снижения температуры гидратообразования и уменьшения количества подаваемого ингибитораметанола за счет предварительного отделения жидкой фазы (в основном воды). Основными эффектообразующими факторами для предлагаемого варианта является экономия затрат на закупку и регенерацию метанола. При этом количество закупаемого метанола, необходимого для восполнения его безвозвратных потерь, принимается равным количеству метанола, уносимого в составе газа сепарации в магистральный газопровод. Таблица 7 – Расчетные показатели потребления, уноса и возврата метанола на головных сооружениях Вуктыльского НКГМ Показатели

Существующий вариант Предлагаемый вариант

Сравнение

Подача метанола на головных сооружениях Вуктыльского НГКМ, т/год: Летний период 2190 1122 1067 Зимний период 1606 894 711 Всего за год 3796 2016 1778 Унос метанола в магистральный газопровод после головных сооружений, т/год: Летний период 739 332 407 Зимний период 385 332 53 Всего за год 1124 664 460 Летний период Зимний период Всего за год

Возврат метанола на регенерацию, т/год: 1451 790 1221 562 2672 1352

661 659 1320

В качестве основных показателей, характеризующих коммерческую эффективность проекта, приняты: чистый денежный доход (ЧД), дисконтированный чистый денежный доход, внутренняя норма доходности проекта (ВНД), срок окупаемости капитальных затрат и дисконтированный срок окупаемости капитальных затрат. Расчеты выполнены в стоимостных показателях, сформировавшихся по ценам на товарную продукцию, продукцию капитального строительства по состоянию на 01.01.2010 г. Горизонт расчета экономических показателей - 8 лет (1 год – проектирование и строительство, 7 лет – эксплуатация). Расчеты учитывают особенности действующей системы налогообложения. Исходные данные для технико-экономических расчетов приведены ниже. Покупка метанола

3946,0 руб. / т

- потребление метанола, базовый вариант

1124

т / год

- потребление метанола, предлагаемый вариант

664

т / год

16


Регенерация метанола

621,58 руб. / т

- регенерация метанола, базовый вариант

2672

т / год

- регенерация метанола, предлагаемый вариант

1352

т / год

Амортизационные отчисления, средние

14,3

%

12

%

Норма дисконтирования

Капитальные затраты включают в себя расходы необходимые для реализации проекта. В предлагаемом варианте учтена необходимость установки двух сепараторов (Dу2400, L 7м). Также помимо стоимости собственно нового оборудования учтены затраты на строительно-монтажные работы (СМР) и строительство инженерных сетей обеспечения, а также КИПиА и АСУ ТП. Капитальные затраты по предлагаемому варианту составят:  Для одного сепаратора – 2,726 млн. руб.;  Для двух сепараторов – 5,452 млн. руб. Эксплуатационные затраты на регенерацию метанола определены исходя из сложившихся удельных затрат Вуктыльского газопромыслового управления за 2009 год и составляют: 621,58 рублей на тонну регенерируемого метанола. Кроме того, учитываются амортизационные отчисления на вводимое оборудование (сепараторы). Материальные затраты рассчитаны по действующим ценам и фактическим расходам этих ресурсов: стоимость метанола – 3946 руб. / т; При определении показателей экономической эффективности учтены следующие налоги: налог на имущество, налог на прибыль. Результаты расчета технико-экономических показателей предлагаемого варианта реконструкции головных сооружений Вуктыльского ГПУ показаны в таблице 8, а итоговые экономические показатели, характеризующие эффективность проекта – в таблице 9. Таблица 8 – Итоговые основные экономические показатели реконструкции головных сооружений Вуктыльского НГКМ Показатель

Значение

Чистый доход, млн. руб.

9,559

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.

4,309

Срок окупаемости, лет Срок окупаемости с учетом дисконтирования, лет

2,6 3,3

Внутренняя норма доходности, %

34,1

Индекс доходности

1,8

На основании проведенных расчетов можно сделать вывод о том, что согласно полученным показателям экономической эффективности предлагаемый вариант реконструкции головных сооружений Вуктыльского НГКМ является выгодным. Сравнение показателей экономической эффективности (ЧДД и ВНД) базового и предлагаемого вариантов проекта за 7-летний период эксплуатации свидетельствует о том, что предлагаемый вариант можно рекомендовать к реализации и внедрению.

17


Таблица 9 – Расчет технико-экономических показателей реконструкции головных сооружений Вуктыльского НГКМ тыс. руб. Показатель

0 ВСЕГО 5452,0 5452,0

18

1

2

3

4

5

6

7

11626,1 31047,1

5452,0 5452,0 4672,4 1660,9 4435,3

4672,4 3892,7 1660,9 4435,3

3892,7 3113,1 1660,9 4435,3

3113,1 2333,5 1660,9 4435,3

2333,5 1553,8 1660,9 4435,3

1553,8 774,2 1660,9 4435,3

774,2 0,0 1660,9 4435,3

5882,7

840,4

840,4

840,4

840,4

840,4

840,4

840,4

2620,1

2620,1

2620,1

2620,1

2620,1

2620,1

Капитальные вложения Балансовая стоимость введенного оборудования Остаточная стоимость на начало года Остаточная стоимость на конец года Затраты на регенерацию метанола по базовому варианту Затраты на покупку метанола по базовому варианту Затраты на регенерацию метанола по предлагаемому варианту Затраты на покупку метанола по предлагаемому варианту Общая экономия эксплуатационных затрат, в том числе: - экономия на метаноле - амортизационные отчисления

18341,0

2620,1

-12997,6 -18449,6 5452,0

-1856,0 -1856,0 -1856,0 -1856,0 -1856,0 -1856,0 -1861,5 -2635,7 -2635,7 -2635,7 -2635,7 -2635,7 -2635,7 -2635,7 779,6 779,6 779,6 779,6 779,6 779,6 774,2

Прибыль до налогообложения

12997,6

1856,0

1856,0

1856,0

1856,0

1856,0

1856,0

1861,5

Налог на имущество Налогооблагаемая прибыль Налог на прибыль Чистая прибыль Чистый доход Чистый доход нарастающим итогом Срок окупаемости Коэффициент дисконтирования Капитальные вложения дисконтированные Чистый дисконтированный доход Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом Срок окупаемости с учетом дисконтирования

111,4 94,2 419,4 1744,6 1761,8 12578,1 418,7 422,8 3018,7 1325,9 1339,0 9559,4 9559,4 -5452,0 2105,6 2118,6 -5452,0 -3346,4 -1227,8 2,6 1,00 0,89 0,80 5452,0 5452,0 4308,5 -5452,0 1880,0 1688,9 -5452,0 -3572,0 -1883,1 3,3

77,1 1779,0 426,9 1352,0 2131,6 903,8

59,9 1796,1 431,1 1365,0 2144,7 3048,5

42,8 1813,3 435,2 1378,1 2157,7 5206,2

25,6 1830,4 439,3 1391,1 2170,7 7376,9

8,5 1853,0 444,7 1408,2 2182,4 9559,4

0,71

0,64

0,57

0,51

0,45

1517,3 -365,8

1363,0 997,1

1224,3 2221,5

1099,8 3321,3

987,2 4308,5

Труфанов С.В.  

Материалы к конвенту

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you