Аудит ресурсов попутного нефтяного газа: основа для принятия бизнес-решений
Для проведения аудита ресурсов попутного нефтяного газа был выбран Нижневартовский регион, где добычу нефти осуществляют Бизнес-единицы «Самотлор» и «Восток». Подрядчиком выступил специализированный научно-исследовательский и проектный институт ОАО «НИПИгазпереработка», который обладает многолетним опытом проведения таких работ для нефтегазовых компаний и является базовым проектным институтом по транспорту и переработке ПНГ в России.
В конце 2005 года специалисты ТНК-ВР и ОАО «НИПИгазпереработка» разработали Программу выполнения работ, которая включала:
- план-график организации работ;
- определение месторождений и точек замеров газа по площадкам БЕ «Самотлор» и «Восток»;
- получение сведений по количеству ступеней подготовки нефти, числу рабочих факелов высокого и низкого давлений (ФВД и ФНД), а также по количеству врезок, необходимых для проведения замеров по каждому месторождению;
- получение информации по местам точек отбора проб для определения составов ПНГ по площадкам и их количеству.
Помимо необходимых руководящих документов по проведению замеров расхода и определению составов газа были подготовлены:
- опросные листы по уточнению расхода ПНГ на собственные нужды по точкам проведения замеров, необходимые для расчета баланса газа;
- опросные листы по уточнению параметров сепарации нефти и используемых газовых факторов по точкам замера, а также по характеристике вакуумных компрессорных станций;
- схемы газосборных сетей Нижневартовского региона.
Проведение замеров объемов газа
В процессе работы выяснилось, что на предприятиях по подготовке нефти и газа ТНК-ВР установлены как термоконвекционные замерные устройства расхода газа (СУРГи), так и сужающие устройства (диафрагмы и другие). При измерении расходов газа наибольшие погрешности возникают из-за неоптимальных условий работы первичных преобразователей. На термоконвекционные преобразователи большое влияние оказывает наличие в потоке газа капельной и аэрозольной жидкости, а также нарушение ламинарности потока газа. При конденсации жидкости и засорении напорного канала они не могут замерять ни ламинарный, ни турбулентный поток газа в широком интервале скоростей. Учитывая, что сепарационное оборудование на месторождениях Нижневартовского региона эксплуатируется уже давно, из-за чего происходит большой капельный унос жидкости, при учете газа СУРГи и сужающие устройства могут иметь большие погрешности. В связи с этим при проведении аудита объемы газа замерялись при помощи трубки скоростного напора (трубки Пито), помещенной через специальную врезку в трубопровод. В качестве регистрирующего устройства использовался дифференциальный цифровой манометр ДМЦ-01М, позволяющий определять скорости и расходы газа, транспортируемого по газовым полиэтиленовым трубам , в соответствии с «Методикой выполнения измерений с помощью трубок напорных в цилиндрических трубопроводах».
Для определения рабочих газовых факторов во время проведения замеров объемов ПНГ на ступенях сепарации специалисты, основываясь на данных режимных листов, фиксировали двухчасовые показания параметров сепарации нефти, объемов добычи жидкости, добычи нефти и расходов ПНГ по потребителям. Записывались показания и со всех измерительных приборов, установленных на газовых линиях.
На основании полученных данных были сделаны выводы о работе каждого обследуемого узла нефтедобычи, расходах ПНГ по потребителям, правильности применяемых газовых факторов на месторождении для расчета ресурсов и добычи попутного газа, а также о формах ведения режимных листов и качестве замерных устройств на газовых линиях. После определения составов газа специалисты рассчитали нормативные расходы ПНГ на собственные нужды, балансы использования газа и уровни его использования на момент проведения замеров.
Определение компонентного состава ПНГ
Одновременно с инструментальными замерами расхода попутного газа на ФВД и ФНД, проходившими непосредственно на месторождениях, осуществлялся отбор проб газа для определения его компонентного состава, которое проводилось в соответствии с «Методикой газохроматографического определения компонентного состава углеводородных газов до С10» на переносном газовом хроматографе MicroGC «Agillent 3000» c микрокатарометром в качестве детектора.
При определении составов ПНГ проводились также поверочные определения содержания сероводорода по площадкам, на которых имеются компрессорные станции (КС). Ведь именно оборудование КС наиболее подвержено коррозии, и при увеличении содержания сероводорода в суммарном газе до уровня выше 7 мг/м3 необходимо принимать меры по антикоррозионной защите оборудования. Наличие Н2S в газе, транспортируемом по газопроводам, в количестве, превышающем 7 мг/м3, также может вызывать коррозию, поэтому было принято решение использовать газовые полиэтиленовые трубы: http://www.polyplastic.by/products/gas-suply.html от унитарного предприятия "СТС-Белполиплластик". Проведенные измерения содержания сероводорода в составе ПНГ рассматриваемых месторождений показали, что количество Н2S в попутном газе не вызывает опасений.
Кроме того, были проанализированы замеры по содержанию азота в ПНГ. Учитывая, что институт проделывал аналогичные работы в Нижневартовском регионе в 90-е годы, можно сделать вывод, что содержание азота в попутном газе Самотлорского месторождения увеличивается.
Результаты определения составов факельного газа до С10 использовались для проведения гидравлических расчетов транспорта газа в двухфазном режиме, а также могут быть применены при реализации проектов по утилизации газа для разработки Программы по получению дополнительных жидких углеводородов (монетизации газа) из ПНГ.
Оптимизация систем сбора и транспорта ПНГ
Для оптимизации работы рассматриваемых трубопроводных систем сбора и транспорта ПНГ с учетом ожидаемых перспектив поставки сырья на переработку, а также для определения газопроводов, подлежащих реконструкции и строительству для увеличения пропускной способности системы газопроводов, специалисты ОАО «НИПИгазпереработка» выполнили гидравлические расчеты газосборных сетей БЕ «Самотлор» и «Восток». Они заключались в определении изменения давления и температуры транспортируемой смеси по длине и, следовательно, перепада давления на всем трубопроводе. Расчеты выполнялись по «Методике гидравлического расчета трубопроводного транспорта углеводородного сырья и продуктов его переработки», разработанной ОАО «НИПИгазпереработка».
В соответствии с ней гидравлический расчет выполнялся с учетом профиля трассы, теплоотдачи от транспортируемой смеси в окружающую среду, дроссель-эффекта, фазовых переходов и теплофизических свойств газа и конденсата, которые были получены на основе данных об их компонентных составах с использованием программы «HYSYS.Process v.2.2» фирмы HYPROTECH.
При расчетах определялся режим течения транспортируемой углеводородной смеси – однофазный (газ или жидкость), двухфазный (дисперсно-кольцевой, пробковый или расслоенный), – поскольку в системах сбора и транспорта газа, особенно после дожимных насосных станций, вследствие охлаждения газа в газопроводе до температуры грунта происходит конденсация содержащихся в газе фракций С3+выше. К тому же из сепараторов разгазирования нефтегазоконденсатной смеси с потоком газа также уносятся нефть, конденсат и вода. В результате этого нефтяной газ транспортируется на отдельных участках в двухфазном состоянии.
На основании результатов гидравлических расчетов были определены характеристики газопроводов, которые необходимо построить для транспорта всего объема ПНГ, имеющегося в регионе (с учетом перспектив бурения), а также оценены соответствующие капитальные вложения в предлагаемые к строительству и реконструкции газопроводные системы. Помимо этого рассчитаны дополнительные объемы ПНГ, которые можно будет поставить на реализацию потребителям.
Результаты аудита
В результате проведенной работы Компания получила сведения о ресурсах ПНГ по ступеням сепарации. Кроме того, был уточнен баланс использования нефтяного газа на месторождениях, а также установлена динамика изменения составов ПНГ и газовых факторов по годам. На основе полученных данных специалисты ТНК-ВР и ОАО «НИПИгазпереработка» определили минимальные максимально возможные объемы поставок газа с месторождений и разработали рекомендации по оптимизации газотранспортных потоков региона.
Результаты аудита востребованы – в своей работе их будут использовать:
- специалисты БЕ «Самотлор», «Восток» и проектной группы по ПНГ Нижневартовского региона – для разработки мероприятий по снижению рисков отзыва лицензий на разработку месторождений и для оптимизации вариантов и затрат по эффективному использованию газа;
- специалисты консалтинговой компании Deloitte & Touche Regional – для формирования сводной информации и подготовки аудита базовых показателей деятельности по добыче и переработке газа ТНК-ВР;
- специалисты БН «Технологии» – для стратегического планирования разработки месторождений и разработки газовой шапки Самотлорского месторождения;
- специалисты, работающие в области энергетики, – для разработки и реализации комплексной энергетической программы в Нижневартовском регионе.
Учитывая важность полученных результатов, в 2006-2007 годах планируется проведение аналогичных работ в Оренбургском регионе и Нягани.
Оцените новость
0 из 5
рейтинг
рейтинг
0
голосов
голосов
2676
просмотров
просмотров