Основным показателем в оценке эффективности применяемой технологии и аппаратов являются технологические затраты на обработку газа, анализ которых показал, что более 90 % из них приходится на затраты, связанные с восполнением потерь дорогостоящего абсорбента - диэтиленгликоля. Таким образом, основным путем в снижении технологических затрат следует считать уменьшение потерь абсорбента, обусловленных капельным уносом с осушенным газом и уносом с отогнанной водой при регенерации.
Наибольшие потери приходятся на унос гликоля с осушенным газом. По этому параметру традиционные технологические линии, состоящие из дискретных аппаратов, оказались существенно лучше, чем относительно новый многофункциональный аппарат подготовки газа. Так, на месторождении Медвежье средние потери диэтиленгликоля на абсорбционных установках с традиционными технологическими линиями составляют не более 19-20 г/тыс. м, а на Уренгойском месторождении на установках, использующих МФА, эти о потери достигали 40-45 г/тыс. м. Такой относительно высокий уровень потерь связан с большими затратами ручного труда и ухудшением качества осушки газа.
Установки регенерации диэтиленгликоля также являются источником его потерь, которые составляют в пересчете на осушенный газ величину от 2 до 31 г/тыс. м3.
Существенное влияние на потери гликоля и технологические затраты в целом оказывает эффективность сепарационного оборудования. Неэффективная # работа сепараторов ускоряет загрязнение абсорбента механическими примесями, увеличивает износ насосов и арматуры, повышает непроизводительные затраты энергии на регенерацию насыщенного раствора абсорбента.
Большие потери гликоля с осушенным газом так же обуславливаются его механическим уносом с фильтров улавливания абсорбционных аппаратов, который возникает при их забивании механическими примесями, содержащимися в циркулирующем на установке гликоле. При этом установлено, что чем больше примесей осаждается на фильтрующей поверхности, тем больше капельный унос диэтиленгликоля. Если бы циркулирующий гликоль не содержал механических включений, то потери гликоля с газом могли бы поддерживаться на достижимом в настоящее время уровне - 2-5 г/тыс. м3 в течение длительного периода времени. При этом резко сократились бы затраты на проведение периодических ремонтов абсорберов и уменьшился износ запорной арматуры и насосов.
Анализ состава примесей показал, что их основу (до 95 %) составляют продукты эрозии и коррозии оборудования, обладающие ферромагнитными свойствами. Причем именно эта фракция примесей наиболее стабильна в растворе гликоля и осаждается при отстое со скоростью не более 20-30 см/сут. Такая скорость осаждения присуща частицам с размерами не более 5-15 мкм, для которых емкость обычных систем фильтрации через пористую перегородку оказывается слишком малой и требующей частой замены фильтрующего материала. В этом случае наиболее целесообразно исследовать возможность использования для целей очистки способа магнитного осаждения частиц, характеризующего большой эффективностью, грязеемкостью, и относительной простотой регенерации. Установка такого типа автоматизируется и ресурс ее работы практически не ограничен.
Одной из важных проблем, возникающих при подготовке природного газа с использованием диэтиленгликоля, является его очистка от солей. Образующиеся в процессе осушки газа растворы диэтиленгликоля и солей увеличивают коррозию технологического оборудования, снижают эффективность подготовки газа и в конечном итоге увеличивают технологические затраты.
4. Общие сведение о месторождение Карачаганак.
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.
Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай – Оренбург, Уральск – Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от –400С зимой и до +400С летом.
Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 – 0,35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок.
Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для энергетической и химической промышленности.
Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом.
Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки.
На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины.
Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс.
Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км2 и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.
Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м3 и токсичных корозионно-активных элементов.
Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700 – 5360 м).
Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защиты необходимо применять.