КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОТРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
OUTFIT OF EQUIPMENT FOR DEVELOPMENT OF GAS DEPOSITS

Предлагаемое изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использовано преимущественно при разработке малых газовых месторождений и нетрадиционных (трудноизвлекаемых) источников и ресурсов газа.
Известны способы разработки и комплексы оборудования для отработки газовых месторождений, включающие бурение на месторождении газовых скважин, отбор газа из месторождения, сбор газа из скважин с помощью газопромыслового оборудования, очистку, обезвоживание и осушку газа, а также доставку газа по магистральным газопроводам высокого давления удаленным центрам и регионам потребления газа (технологии компримированного (сжатого) газа или так называемые технологии КПГ) [1, 2]. Однако эти способы, технологии и комплексы оборудования, базируются, главным образом, на трубопроводных системах транспортирования газа, его накоплении и хранении в крупных подземных хранилищах (ПХГ), располагающихся вблизи основных регионов и центров энергопотребления (вблизи конечных потребителей газа) и являются весьма капиталоемкими. Они эффективны только при разработке крупных высокопродуктивных месторождений природного газа, находящихся в относительно доступных регионах на суше или в прибрежных шельфовых зонах, а также при наличии близко расположенных от газовых месторождений и магистральных трубопроводных транспортных систем и коридоров емких рынков сбыта и конечных потребителей газового топлива.
Известны также способы и комплексы оборудования для отработки газовых месторождений с использованием процессов ожижения природного газа метана, доставки газа к регионам и центрам его потребления в сжиженном виде, т.е. путем преобразования исходного топлива (энергоносителя) в своеобразный промежуточный продукт в виде криогенной жидкости с последующей регазификацией этого промежуточного продукта - сжиженного природного газа, осуществляемой после доставки его к местам потребления газа [3, 4]. Однако и эти известные технологии, объединяемые таким общим понятием, как технологии СПГ, являются также весьма дорогостоящими и эффективны только при освоении и эксплуатации крупных газовых месторождений и требуют наличия очень сложной и дорогостоящей инфраструктуры по сжижению, транспортировке, перевалке и хранению сжиженного природного газа, а также по его регазификации.
К тому же, известные способы и оборудование для отработки газовых месторождений по технологиям сжатого (КПГ) и сжиженного природного газа (СПГ) являются достаточно опасными по условиям транспортировки и хранения газа, что в еще большей степени удорожает производство в газовом бизнесе и отрицательно сказывается на эффективности других производств, использующих газ в качестве исходного энергоносителя (топлива) или в качестве другого какого-то исходного ресурса.
Известен способ транспортирования или хранения гидратов газов путем помещения газового гидрата в подходящее транспортное средство или в контейнер при транспортировании или хранении газогидрата в адиабатических условиях, получаемых путем его изоляции или охлаждения [5]. Однако известный способ и реализующее его оборудование не увязаны с другими звеньями технологической цепи добычи, переработки и использования природного газа и не обеспечивают сами по себе реализацию потенциальных возможностей повышения эффективности газового бизнеса в рыночных условиях.
Известен комплекс оборудования для добычи и транспортировки природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений, включающий добычу газа скважинами, его переработку в гидратное состояние и транспортировку на передвижном средстве [6]. Однако дискретный - циклический характер производственного процесса по добыче и транспортировке газа, заложенный в самой идее этого известного способа, предполагающей поочередное осуществление стадий добычи и транспортировки газа, не обеспечивает высокой производительности работ и снижает эффективность использования дорогостоящего оборудования.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ отработки газовых месторождений и реализующий его комплекс оборудования, используемые при регулировании работы трубопроводных систем газоснабжения [7] (прототип).
Однако известный способ отработки газовых месторождений фактически также основан на технологии сжатого природного газа, а используемые в комплексе оборудования синтезаторы для синтеза твердых природных газов в форме водных кристаллогидратов метана, как промежуточного газового продукта в технологической цепочке газового производства (газового бизнеса), термобарические склады и камеры для их хранения, размещены на газораспределительных станциях, которые, как правило, размещаются в регионах и центрах потребления газа, т.е. уже почти в конце технологической цепочки газового производства. Поэтому отмечавшиеся выше недостатки технологий сжатого и сжиженного природного газа и здесь остаются в силе, а возможности дальнейшего повышения эффективности газового бизнеса за счет снижения барьеров для входа новых игроков на газовый рынок (бизнес), расширения на этой основе конкурентной среды в газовом бизнесе, возможности вовлечения в рентабельную эксплуатацию малых газовых месторождений, продление срока службы выработанных газовых месторождений, использование нетрадиционных источников и ресурсов газа, остаются нереализуемыми.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности отработки газовых месторождений за счет приспособляемости газового производства к рыночным условиям и развития конкурентной среды газового бизнеса.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является возможность экономически оправданной отработки малых газовых месторождений, вовлечения в разработку нетрадиционных источников и ресурсов газа, а также продления срока коммерческой эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии их отработки.
Поставленная цель достигается тем, что комплекс оборудования для отработки газовых месторождений, включающий газопромысловое оборудование для добычи, предварительной очистки и подготовки газа, установки по переработке газа в промежуточный продукт с относительно безопасными свойствами по условиям транспортирования и хранения газа, хранилища-склады для аккумулирования и хранения промежуточного продукта, устройства для регазификации промежуточного продукта, а также оборудование для переработки газа в рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью, отличающийся тем, что установки по переработке газа в промежуточный продукт с относительно более безопасными по условиям транспортирования и хранения газа свойствами, размещены непосредственно на газовом месторождении, а технологические комплексы для аккумулирования и переработки газа, содержат хранилища-склады для аккумулирования и хранения промежуточного продукта, устройства по регазификации промежуточного продукта и оборудование для переработки газа в рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью, технологические комплексы аккумулирования и переработки газа выполнены вблизи трасс магистральных газопроводов или мест потребления газа, хранилища-склады имеют входной канал для приема промежуточного газового продукта и выходной канал, к которому подсоединен один из входов, по меньшей мере, одной установки регазификации, выход которой через коммутирующее оборудование соединен с газораспределительными сетями потребителей, со входом установки по переработке газа после регазификации промежуточного газового продукта в рыночные продукты с более высокой добавленной стоимостью и через газораспределительную станцию к магистральному газопроводу.
Предлагаемый комплекс оборудования представлен на фиг.1.
В верхней части фиг.1 изображен район расположения газового месторождения, где осуществляется добыча газа и его предварительная подготовка и переработка в промежуточный газовый продукт с относительно более безопасными по условиям транспорта и хранения газа свойствами, а в нижней части фиг.1 показано место (регион) вблизи трассы прохождения магистрального газопровода и(или) центра расположения конечных потребителей газа и других продуктов его переработки и использования.
На фиг.1 показаны: 1 - газовый промысел с той или иной сетью газодобывающих скважин; 2 - установка подготовки и промежуточной переработки газа (УППГ); 3 - устройство очистки газа от песка и других механических частиц; 4 - устройство переработки газа в промежуточный газовый продукт и его стабилизации; 5 - газопромысловый терминал (склад) для временного аккумулирования и хранения промежуточного газового продукта; 6 - региональный (местный) технологический комплекс аккумулирования, переработки и использования газа (РК АПГ); 7 - магистральный газопровод; 8 - газораспределительная станция (ГРС) трубопроводной газотранспортной системы; 9 - региональное хранилище для аккумулирования и хранения промежуточного газового продукта; 10 - регазификатор промежуточного газового продукта; 11 - коммутатор (переключатель) потоков газа; 12 - устройство для подачи-приема газа в магистральный газопровод (из магистрального газопровода); 13 - газораспределительная сеть конечных потребителей газа; 14 - установка по переработке газа после регазификации в рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью, например, в виде электрической и(или) тепловой энергии или же, например, в виде метанола, как ценного рыночного продукта для самых разнообразных областей применения, включая и такие области его применения, как газохимические производства; 15 - потребители продукции с более высокой добавленной стоимостью.
Комплекс оборудования выполнен следующим образом. Сеть добывающих скважин газового промысла 1 в установке подготовки и промежуточной переработки газа (УППГ) 2 подсоединена ко входу устройства очистки газа от песка и других механических частиц 3, выход которого соединен со входом устройства переработки газа в промежуточный газовый продукт и его стабилизации 4. Выход устройства 4 соединен со входом газопромыслового терминала (склада) 5, который имеет выходной канал для отгрузки на подходящие транспортные средства промежуточного газового продукта.
Региональный (местный) технологический комплекс аккумулирования, переработки и использования газа (РК АПГ) 6 расположен вблизи трассы магистрального газопровода 7 или в месте расположения конечных потребителей газа или продуктов его переработки, причем РК АПГ 6 связан с магистральным газопроводом 7 через типовую газораспределительную станцию (ГРС) 8. В технологическом комплексе аккумулирования и переработки газа 6 имеется хранилище-накопитель 9 для аккумулирования и хранения промежуточного газового продукта со входным каналом для приема из автономных (доступных) транспортных средств промежуточного газового продукта. На выходе хранилища-накопителя 9 установлен, по меньшей мере, один регазификатор промежуточного газового продукта 10, а на выходе последнего размещен коммутатор (переключатель) потоков газа 11, направляющий поток газа через устройство 12 для подачи газа в магистральный трубопровод 7 или же прием газа из него через типовую ГРС 8. При этом к одному из выходных каналов коммутатора 11 подсоединена газораспределительная сеть 13 конечных потребителей газа, а к другому выходному каналу коммутатора 11 подключена установка по переработке газа в продукт с более высокой добавленной стоимостью, например, газотурбинная или газодизельная энергоустановка 14, электрическая и(или) тепловая энергия с которой подается потребителям этих продуктов энергоснабжения 15. Кроме того, отходящее тепло из рабочего цикла энергоустановки 15 может использоваться для регазификации промежуточного газового продукта для чего соответствующий выход энергоустановки 15 соединен с адекватным ему входом регазификатора промежуточного газового продукта 10. В регазификаторе 10 имеется также оборудование для извлечения, регенерации и утилизации, с целью повторного использования катализатора, ускоряющего процесс производства промежуточного газового продукта на УППГ 2 газовых промыслов 1.
Предлагаемый комплекс оборудования в зависимости от имеющихся условий ведения газового бизнеса, а также в зависимости от текущей рыночной ситуации и применительно к конкретному региону может быть реализован различными основными путями и работает следующим образом.
Пример 1. Пусть требуется вовлечь в разработку одно или несколько малых газовых месторождений 1 (фиг.1), удаленных, как от мест расположения конечных потребителей газа, так и от имеющихся магистральных трубопроводных газотранспортных коридоров и систем. Для создания конкурентоспособного газового бизнеса в таких условиях на самом газовом месторождении в обычном порядке строят соответствующую сеть газодобывающих скважин и создают, по некоторой аналогии с обычными установками комплексной подготовки газа (УКПГ) крупных газовых промыслов на основе существующих технологий сжатого или сжиженного природного газа, установки УППГ 2, обеспечивающие переработку газа малого месторождения 1 (непосредственно на последнем) в промежуточный газовый продукт, обладающий по сравнению со сжатым (КПГ) или же со сжиженным (СПГ) природным газом, более безопасными по условиям транспортирования и хранения свойствами. Такими более безопасными свойствами по этим условиям обладают промежуточные газовые продукты в виде газовых гидратов (в частности), находящиеся в водно-кристаллической форме (в форме водных клатратных соединений) или же так называемые сухие смеси из тех же газогидратов.
Поэтому на месторождении добываемый из скважин газ после предварительной очистки в установке 3 с помощью установки 4 перерабатывают в промежуточный газовый продукт и осуществляют его стабилизацию (например, производят синтез (выработку) газогидратов) для обеспечения возможности транспортировки этого промпродукта с помощью обычных автономных транспортных средств таких, в частности, как автомобильные или железнодорожные рефрижераторы. Стабилизация промежуточного газового продукта в газогидратной форме может осуществляться, например, путем его прессования и упаковки в легко удаляемую впоследствии ту или иную оболочку, применением эффекта самоконсервации газогидратов при отрицательных температурах и т.д. Кроме того, для ускорения процессов фазового перехода газа из газообразного состояния в твердокристаллическое состояние или в состояние сухой смеси твердых веществ могут использоваться специальные компоненты-катализаторы, например, в виде особой формы диоксида кремния - гидрофобный пирогенный кремнезем, поверхностно-активные вещества и т.п. Полученный таким образом промежуточный газовый продукт (промпродукт) направляют для его накопления и временного хранения в газопромысловый терминал (склад) 5, находящийся здесь же на самом месторождении в районе УППГ 2. Затем в подходящее время или по мере необходимости доставляют этот промпродукт доступными транспортными средствами к местам коммерческого применения и использования газа. В этих местах, выбираемых вблизи трасс действующих магистральных газопроводов и(или) вблизи регионов расположения конечных потребителей газа и других продуктов энергоснабжения, в частности, потребителей электрической и(или) тепловой энергии, сооружают региональные (местные) технологические комплексы 6 (комплексы РК АПГ) для приема, аккумулирования, хранения этого промежуточного газового продукта (промпродукта), а также для регазификации последнего. Технологические комплексы 6 связывают с магистральным трубопроводом 7 через типовые газораспределительные станции (ГРС) 8.
Для выполнения указанных выше функций РК АПГ 6 снабжают специализированным хранилищем 9 для аккумулирования и хранения промежуточного газового продукта, по меньшей мере, одним регазификатором промежуточного газового продукта 10, коммутатором (переключателем) потоков газа 11, а также устройством 12 для подачи (приема) газа в магистральный газопровод (из магистрального газопровода) 7.
3
Далее, в зависимости от рыночной ситуации и прочей конъюнктуры из хранилища 9 промежуточный газовый продукт, например в виде газогидрата, подают на установку регазификации 10, с выхода которой газ через двунаправленный канал коммутирующего оборудования 11 через устройство подачи-приема газа 12 подают в магистральный газопровод 7 для его поставки более удаленным потребителям и(или) по одному из выходных каналов коммутирующего оборудования 11 направляют газ в газораспределительную сеть местных потребителей 13. Кроме того, при необходимости и(или) одновременно с этим на региональном технологическом комплексе аккумулирования и переработки 6 газ после регазификации с установки регазификации 10 через другой выходной канал коммутирующего оборудования 11 подают на установку 14 по переработке газа в продукцию с более высокой добавленной стоимостью. Установка 14, выполненная, например, в виде газотурбинной или газодизельной энергоустановки, использует газ для выработки электрической и(или) тепловой энергии. Эти уже вторичные продукты более глубокой переработки газа используют как на собственные нужды внутри комплексов РК АПГ 6 (внутреннее электро- и теплоснабжение, регазификация промпродукта и пр.), так и подают во внешнее окружение, в частности, внешним потребителям электрической и(или) тепловой энергии 15, что является дополнительным существенным источником повышения эффективности отработки вовлекаемых в эксплуатацию газовых месторождений и в целом повышения эффективности ведения газового бизнеса. Еще более эффективным в ряде случаев будет переработка газа после регазификации промежуточного газового продукта установкой 14 в другие продукты более высокой добавленной стоимости, например, в метанол, который затем подается тем или иным потребителям этого продукта 15. Метанол (метиловый спирт, древесный спирт, карбинол, CHOH - простейший алифатический спирт) - бесцветная жидкость со слабым запахом, напоминающим запах этилового спирта. Температура кипения - 64,5 градуса Цельсия, температура замерзания - минус 98 градусов, плотность - 792 кг/куб.м. Пределы взрывоопасных концентраций в воздухе 6,7-36% по объему. Октановое число больше 150. Теплота сгорания 24000 кДж/кг - меньше, чем у бензина (44000 кДж/кг). Как топливо метанол применяется в гоночных машинах, например в "Формуле-1". На нефтегазовых промыслах метанол широко используется в качестве ингибитора гидратообразования в скважинах и трубопроводных системах транспорта. Метанол также является достаточно дорогостоящим исходным сырьем для многих технологических процессов химических производств. Существующие технологии производства метанола, как правило, базируются на двух- и более стадийных процессах, при которых на первой стадии, наиболее сложной и дорогостоящей, осуществляется паровая, парокислородная или углекислотная конверсия природного газа (метана) в присутствии катализатора при температурах 700 - 900°С и давлении 2-3 МПа. При необходимости в установке 14 может производиться и комплексное производство различных продуктов, вплоть до выработки синтетических моторных топлив, что не меняет основной сути и отличительных особенностей предлагаемого комплекса оборудования. Наконец, в случае использования на газовых промыслах в процессе производства газогидратного промпродукта дорогостоящих катализаторов для интенсификации гидратизации добываемого газа, на комплексах РК АПГ при регазификации газового промпродукта производят извлечение и регенерацию (при необходимости) этих катализаторов для последующего повторного их использования на газовых промыслах.
Пример 2. Предлагаемый комплекс оборудования может быть использован для решения такой актуальной задачи как утилизация и экономически выгодное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) при эксплуатации нефтяных месторождений. В этом случае установки промежуточной переработки газа (УППГ) 2 сооружают непосредственно на нефтепромыслах в местах очистки, обезвоживания и дегазации нефти, т.е. непосредственно в пунктах сепарации нефти, осуществляемой обычно на дожимных насосных станциях (ДНС) и централизованных пунктах сбора и подготовки нефти (ЦПС) в две-три, а иногда даже и в четыре последовательные стадии. Получаемый при этом попутный нефтяной газ на самом нефтяном месторождении также перерабатывают в промежуточный газовый продукт, например, путем гидратизации ПНГ чему, кстати, способствует повышенное содержание в попутном нефтяном газе более тяжелых углеводородных газов таких, как пропан и бутан, обладающих, как известно, повышенной способностью образовывать клатратные (газогидратные) соединения. В остальном же предлагаемый комплекс оборудования работает точно также и при отработке малых газовых месторождений, описанной в примере 1.
Пример 3. Пусть требуется обеспечить продление срока эксплуатации крупного газового месторождения, находящегося на поздней стадии эксплуатации, когда уже наступает низконапорный режим работы газовых скважин, а эксплуатация головных сооружений и прилегающего к газовому месторождению участка магистрального газопровода становится экономически не оправданной. Решение подобной, становящейся все более актуальной задачи, с использованием предлагаемого комплекса оборудования производится следующим образом. Становящееся со временем нерентабельным головное оборудование и участок магистрального газопровода, расположенные вблизи газового месторождения, выводят из эксплуатации и демонтируют, а вместо них на месторождении, например, на месте головных сооружений выводимого из эксплуатации участка магистрального газопровода, обустраивают установки промежуточной переработки газа (УППГ) 2, обеспечивающие переработку низконапорного газа в промежуточный газовый продукт, например, в форме тех же газогидратов, их накопление и временное хранение, как и в предыдущих примерах реализации предлагаемого комплекса оборудования.
Затем также вблизи действующего участка магистрального газопровода или же какого-либо регионального центра потребления газа обустраивают региональные (местные) технологические комплексы (по меньшей мере, один из них) РК АПГ 6, снабженные всем необходимым оборудованием для выполнения возложенных на них функций. После выполнения всех этих реконструкционных работ эксплуатация газового месторождения в режиме низконапорного газа может осуществляться уже на новой организационно-управленческой основе, т.е. уже совсем по другой модели ведения газового бизнеса и согласно описанным выше технологическим процессам, предусмотренным предполагаемым изобретением. Работа предлагаемого комплекса оборудования, используемого для продления срока эксплуатации газовых месторождений, в целом остается такой же, как это было описано в примерах 1, 2 и дополнительных пояснений не требует.
В целом для создания предлагаемого комплекса оборудования требуются относительно низкие капитальные вложения (по сравнению с имеющимися технологиями сжатого и сжиженного природного газа), а возможности использования практически обычного автономного транспорта и существующей транспортно-доставочной инфраструктуры для доставки промежуточного газового продукта, например, в форме газогидратов, к местам накопления и хранения газа, с целью наиболее эффективного его потребления, переработки и использования, создают реальную основу для повышения эффективности газового бизнеса, как со стороны производителей газа, так и с другой стороны участников газового рынка - потребителей.
Источники информации
1. Коршак А.А. и др. Основы нефтегазового дела. Издательство «Дизайн ПолиграфСервис», Уфа, 2002, 543 с.
2. Природный газ. Коллектив авторов под руководством д-ра техн. наук М.М.Пенькова и канд. техн. наук С.Ю.Пирогова. Изд-во «Профессионал», С-Пб., 2006, 1000 с.
3. Территория СПГ: вступление России. Национальный отраслевой журнал «Нефтегазовая вертикаль», 18/05, с.60-62.
4. Виноградова О. Сахалинская мышеловка. «Нефтегазовая вертикаль», 01/05; Каржуабаев А. и др. Иностранные инвестиции: состояние и перспективы. «Нефтегазовая вертикаль», 03/07.
5. Патент РФ №2200727. Способ транспортирования или хранения гидратов газов.
6. Патент РФ №2198285. Способ добычи и транспорта природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений. - «Цветы и пчелы».
7. Патент РФ №2318157. Комплекс оборудования для регулирования трубопроводных систем газоснабжения (прототип).