Коновалов Владимир Викторович Начальник Управления подготовки газа ПАО «Оренбургнефть»

Потапов Валерий Николаевич Начальник производственно-технического отдела по подготовке газа ПАО «Оренбургнефть»

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях принято понимать все оборудование и систему трубопроводов, предназначенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

Единой универсальной схемы сбора не существует, так как у каждого месторождения есть свои особенности: размеры, форма, рельеф местности, природно-климатические условия, сетка размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д. Поэтому в системе сбора приходится применять разные технологические решения, построенные на различных комбинациях существующего технологического оборудования.

Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощает схемы газосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Более того, такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить качество ее подготовки, обеспечивает более глубокую переработку газа и максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

ПАО «Оренбургнефть» разрабатывает более 100 нефтяных и газоконденсатных месторождений западной части Оренбургской области на территории 300×300 км. Также предприятием приобретены лицензии на разработку месторождений в Саратовской (северо-восточная часть) и Самарской (юго-восточная часть) областях.

Добыча природного и попутного газа ПАО «Оренбургнефть» в 2014 году составила 3,69 млрд м³, из которых использованы были 3,16 млрд м³. Таким образом, коэффициент использования газа достиг 85,6%. При этом газовый бизнес играет в экономике ПАО «Оренбургнефть» довольно существенную роль с долей в EBITDA (прибыль до вычета расходов по процентам, уплаты налогов и амортизационных отчислений) порядка 10-15%. В итоге газ сдается в магистральный газопровод Оренбург – Самара.

В системе сбора, подготовки и реализации газа и продуктов его переработки в ПАО «Оренбургнефть» четко выделяются четыре основных направления (рис. 1). В рамках Покровского направления газ поступает на Покровскую УКПГ (излишки на Отрадненский ГПЗ). Добыча газа по данному направлению составляет 511 млн м³/год, использование – 81,9%. Система охватывает 38 месторождений и включает четыре газокомпрессорные станции (ГКС).

На Первомайском направлении газ подается на Зайкинское ГПП (п. Тюльпан). Добыча газа – 2440 млн м³/год, использование – 93,4%. Направление охватывает 21 месторождение и включает две ГКС.

Газ Бобровского направления поступает в газопровод Бобровка Кулешовка и далее – на Нефтегорский ГПЗ. Добыча газа – 178 млн м³/год, использование – 71,6%, 23 месторождения, шесть ГКС.

И, наконец, Загорское направление (восточное). Газ поступает на Загорскую УКПНГ. Добыча газа – 486 млн м³/год, использование – 62,6%, 14 месторождений, одна ГКС.

При этом сбор газа по Покровскому, Загорскому и Первомайскому направлениям ориентирован на ключевые объекты подготовки и переработки газа (входящие в структуру Общества), на которых происходит переработка газа с получением товарной продукции: пропан, бутан, пропан-бутан технический, бензин газовый стабильный, газ горючий сухой отбензиненный.

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО ГАЗА

На объектах подготовки газа ПАО «Оренбургнефть» в основном применяется типовая схема компремирования и подготовки газа (рис. 2). Оборудование включает входной сепаратор, компрессор/компрессоры, аппарат воздушного охлаждения (ВХ) и выходной сепаратор.

Данная схема реализована на десяти ГКС Компании: Покровской, Бобровской, Тананыкской, Герасимовской, Пасмуровской, Ольховской, Гаршинской, Курманаевской, Долговской, Савельевской, Сорочинско-Никольской. В то же время в двух случаях схемы существенно различаются. С Бобровской ГКС широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) направляется на переработку в подрядную организацию (реализация). При невозможности приема ШФЛУ закачивается в сырую нефть, поступающую на Бобровскую УПН. На Покровской ГКС в состав объекта отдельным блоком входит установка сероочистки газа (УСОГ). Принцип работы УСОГ основан на абсорбции с использованием растворов моно- и диэтаноламина.

Такая схема компремирования и подготовки газа не требует специфического дорогостоящего оборудования, поскольку основана на классических технологических решениях. Технологический процесс не сложен в управлении и не требует большого количества обслуживающего персонала.

Тем не менее, у схемы есть и минусы. Во-первых, качество подготовки газа и объем выработки жидких углеводородов (ЖУВ) зависят от температуры окружающего воздуха. Во-вторых, схема не предполагает очистку ШФЛУ от сернистых соединений. Электроэнергия на охлаждение газа тратится неэффективно, а осушка газа (по воде) не предусмотрена.

В последнее время на объектах подготовки газа Общества реализуются проекты строительства ГКС с применением чиллера: в основную схему газокомпрессорной станции включается дополнительно холодильный агрегат (рис. 3).

Схема с применением чиллера (рис. 3) позволяет существенно улучшить качество подготовки газа и включает входной сепаратор, компрессор/компрессоры, аппарат воздушного охлаждения (ВХ), промежуточный сепаратор, чиллер и выходной сепаратор.

Данная схема реализована на четырех ГКС Общества – Росташинской, Сорочинско-Никольской, Вахитовской (в стадии реализации проекта строительства чиллера) и Пономаревской (новый объект, в стадии запуска ГКС).

Плюсы данной схемы принципиально те же. Функционирование системы не зависит от сезона и позволяет в летний период существенно улучшить качество подготовки газа для транспортировки по газопроводам, снизить потери ЖУВ и уменьшить загрязнение воздушной среды. В основе схемы применены те же классические технологические решения, сам процесс не сложен в управлении и не требует дополнительного обслуживающего персонала.

Вместе с тем, в данном случае требуется специфическое дорогостоящее оборудование и дополнительные капитальные затраты на строительство объекта. Также повышаются эксплуатационные затраты, тогда как очистка ШФЛУ от сернистых соединений по-прежнему не предусмотрена.

ПОДГОТОВКА ГАЗА НА РОСТАШИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЧИЛЛЕРОВ

Комплекс подготовки нефти и газа на Росташинском месторождении, в который входит Росташинская ГКС, состоит из следующих основных блоков (рис. 5):

1. установка подготовки нефти (УПН);
2. установка стабилизации нефти (УСН);
3. газокомпрессорная станция (ГКС);
4. установка утилизации газа (УУГ).

Газ первой ступени сепарации с УПН под собственным давлением отправляется на Зайкинское газоперерабатывающее предприятие (ЗГПП), входящее в структуру ПАО «Оренбургнефть», для дальнейшей переработки (рис. 5). Газ второй ступени сепарации с УПН и поток газа стабилизации с УСН направляются на прием ГКС. Кроме того, углеводородный конденсат, полученный на УСН из газа стабилизации после его охлаждения, направляется для подготовки и дальнейшего транспорта на ЗГПП.

После компремирования с давлением 2,5-2,8 МПа газ направляется на УУГ (рис. 6). На УУГ газ проходит двухступенчатое охлаждение в аппарате воздушного охлаждения (АВО, А-506) и теплообменнике (Т-500).

На АВО хладоносителем служит окружающий воздух, а в теплообменнике –этиленгликоль, который охлаждается на чиллерах (Ч-500/1,2) и переносит холод через Т-500 на подготавливаемый газ. В чиллерах используется хладагент типа R134a (тетрафторэтан). Для предотвращения образования гидратов на установке применяются ингибиторы гидратообразования (метанол, сангит и др.)

После охлаждения до температуры 10-15°С газ поступает в трехфазный сепаратор С-501, где происходит разделение потока на воду, ШФЛУ и газ. Вода отправляется на УПН, а газ и ШФЛУ (раздельно) – на ЗГПП для дальнейшей переработки.

В зимнее время достаточно работы только воздушных холодильников. В летний период снижения температуры на АВО недостаточно, поэтому в технологическую схему Росташинской УУГ был включен дополнительный холодильный блок (чиллеры). Согласно технологическому регламенту температура охлаждения газа не должна превышать 20°С.

Росташинская УУГ предназначена для нескольких технологических процессов. Во-первых, это охлаждение газа, поступающего после второй ступени узла сепарации нефти Росташинской УПН, и газа стабилизации с Росташинской УСН после его компремирования на Росташинской ГКС. Во-вторых, на оборудовании УУГ производится сепарация газа от сконденсированной жидкости (ШФЛУ). И, наконец, УУГ обеспечивает транспортировку обезвоженной ШФЛУ на ЗГПП.

Проектная производительность УУГ по сырью составляет 252,6 млн м³/год с учетом поступления 186,6 млн м³/год нефтяного газа от Росташинской УСН, 66 млн м³/год нефтяного газа от Росташинской УПН и 21,8 тыс. м³/год углеводородного конденсата от Росташинской УСН. Производительность УУГ по готовой продукции следующая: газ – 4,8 млн м³/год, ШФЛУ – 247 тыс. т/год. Режим работы установки утилизации газа – 8400 ч/год.

Установка утилизации газа (УУГ) состоит из отделения охлаждения компримированного газа, отделения сепарации и насосной станции для откачки конденсата ШФЛУ (рис. 6).

В качестве готовой продукции Ростошкинская УСН производит очищенный от конденсата газ, который по трубопроводу направляется на Зайкинское ГПП, и обезвоженную ШФЛУ, которая насосами по продуктопроводу подается в блок приемных сепараторов ЗГПП. Побочной продукцией установки утилизации газа становится вода (со следами углеводородов), которая направляется на установку подготовки и сброса воды Росташинской УПН.

Включение чиллеров в схему подготовки повысило качество подготовки газа к транспорту для дальнейшей переработки на ЗГПП (расстояние по прямой от ГКС до ЗГПП без учета рельефа и трассы трубопровода – 18 км). Применение чиллеров позволило уйти от сезонных колебаний в объемах выработки ШФЛУ (рис. 7).

Кроме того, внедрение схемы позволило увеличить суммарный отбор (совместно с объемом, получаемым на ЗГПП) жидких углеводородов из попутного нефтяного газа, добываемого на Первомайской группе месторождений, снизить нагрузку и металлоемкость технологических блоков ЗГПП.

На Росташинской УУГ запроектированы и построены два чиллера (Ч-500/1 и Ч-500/2), работающие параллельно (рис. 8).

Предназначенные для охлаждения жидкого хладоносителя чиллеры производятся фирмой Geoclima, srl (Италия). На Росташинской УУГ смонтированы агрегаты серии GHA. Чиллер данной серии предназначен для применения на опасных производственных объектах газовой, нефтяной, химической промышленности.

Необходимо отметить, что за прошедшие на момент написания статьи два года эксплуатации Росташинской УУГ значительных проблем не возникло. Обслуживающий оперативный персонал доволен работой оборудования, проблем и сложностей с пуском в работу и выводом на режим нет. Установка «некапризная и предсказуемая». Используемые в летний период чиллеры работают практически без остановок. Пульт управления установкой удобен для работы, а интерфейс работы программы управления «дружелюбен» для пользователя.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Реализация целевой газовой программы позволила ПАО «Оренбургнефть» не только сократить выбросы вредных веществ, но и получить прибыль от развития газового бизнеса в регионе. В 2012 году Компания получила дополнительный доход за счет реализации квоты на выбросы парниковых газов в рамках Киотского протокола.

В настоящий момент работа по развитию газового бизнеса и достижения целевого показателя по уровню использования ПНГ не останавливается. Продолжается поиск новых технологических решений, направленных на организацию сбора газа с месторождений с небольшими запасами и удаленных от существующих объектов.