2. Формирование комплекса мероприятий по внедрению исследуемой технологии на объекте разработки

В настоящее время в разработке находятся северная и южная часть Харампурского месторождения, где ведется добыча нефти. При этом ежегодно в факелах сжигается нефтяной газ объемом свыше 600 млн. куб. м. и выбрасывается в атмосферу около 40 тысяч тонн вредных веществ. Проектированием объектов при обустройстве Харампурского месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт «Гипротюменнефтегаз». Утвержден интегрированный проект разработки газовых залежей (сеноман ПК1 и турон Т) Харампурского месторождения. Согласно сообщению нефтяной компании, первый этап предусматривает, что из газовых залежей Харампурского месторождения будет добыто более 190 млрд куб. м природного газа.

Основная добыча в рамках этапа будет вестись из сеноманских залежей (8 млрд куб. м в год), отличающихся высокой продуктивностью и низкой стоимостью извлечения газа. Дополнительно около миллиарла метров кубических в год планируется добывать из туронской залежи. Потенциал дальнейшего наращивания добычи на Харампурском месторождении связан с полномасштабной разработкой туронских залежей.

Ранее основной проблемой, сдерживающей увеличение добычи нефти, являлась нерешенность вопроса утилизации попутного нефтяного газа. В 1999 году Харампурское месторождение включено в перечень участков пользования недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции. Принятие указанного закона и дальнейшее подписание соглашения о разделе продукции между инвестором и государством позволило привлечь необходимые инвестиции в крупномасштабную разработку Харампурского месторождения.

Работы по проекту приостановлены до принятия правительством «Генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2030 года», которая определит сроки начала добычи из газовой залежи Харампурского месторождения. Инвестиции в осуществление проекта добычи и транспортировки газа составляют 270 млн. долл. США.

В период с 2014 года разрабатывается проект утилизации попутного нефтяного газа на ДКС с УПГ.

Дожимная компрессорная станция с установкой подготовки газа (ДКС с УПГ) Харампурского месторождения предназначена для приёма попутного нефтяного газа с объектов ЦППН-3, подготовки попутного нефтяного газа до требований СТО-089-2010, для закачки его в пласт ПК-1 и выделения ШФЛУ - С3+в не ниже 90%.

ДКС с УПГ также предназначена для приёма и подготовки природного газа Туронской газовой залежи от опытной кустовой площадки №8 Северо-Харампурского месторождения, транспортировки газа низкого давления от площадки ДКС с УПГ - точка врезки конденсатопровод Ду 426 от Харампурского м/р - до УКПГ Тарасовского месторождения.

На УПГ предусмотрены две технологические линии проектной производительностью по сырьевому газу:

- подготовленный газ в пласт ПК-1 с месторождений Харампурской группы - 1,38 млрд. м³ газа в год;

- газопровод транспорта газа низкого давления в объёме 62500 нм³/час «Площадка ДКС с УПГ - точка врезки конденсатопровод Ду 426 от Харампурского м/р - до УКПГ Тарасовского м/р», далее транспорт газа на Губкинский ГПК.

На УПГ предусмотрена технологическая линия с узлом подключения и подготовки природного газа Туронской газовой залежи в объеме до 1 млн. нм³/сут. от кустовой площадки №8 до ДКС с УПГ Харампурского месторождения (целевой инновационный проект ОАО «НК «Роснефть» «Выбор и разработка технологии освоения низкопроницаемых газовых залежей Турона»).

Технологический комплекс узла подключения газопровода от кустовой площадки №8 к ДКС с УПГ предназначен для обеспечения удаления капельной жидкости из газа, улавливания водометанольной смеси, выносимой в виде пробок, улавливания механических примесей и измерения количественных и качественных показателей газа и водометанольной смеси, поступающих на площадку ДКС с УПГ.

В основе процесса подготовки попутного нефтяного газа на УПГ лежит метод низкотемпературной конденсации (НТК), которая происходит в результате ступенчатого охлаждения газа с применением турбодетандерной установки (трёхпоточной вихревой трубы или узла дросселяции с КРД) и последующего отделения конденсата.

В процессе подготовки газа методом низкотемпературной конденсации обеспечивается температура точки росы газа: по воде – минус 20 °С зимой и минус 10 °С летом; по углеводородам – минус 10 °С зимой и минус 5 °С летом.

Установка подготовки газа предназначена для:

• приема попутного нефтяного газа, поступающего с ДНС-15 «Фестивального» месторождения, ДНС-19 «Южно-Харампурского» месторождения, ДНС-18 «Южно-Харампурскго» месторождения, ДНС-17 «Северо-Харампурского» месторождения и УПН «Северо-Харампурского» месторождения;

• приёма природного газа Туронской газовой залежи и водометанольной смеси от узла подключения газопровода кустовой площадки №8 на ДКС с УПГ Харампурского месторождения;

• компримирования попутного нефтяного газа в блоке компрессорных установок БКУ-1;

• подготовки попутного нефтяного газа до требований СТО-089-2010;

• подачи осушенного (товарного) газа от площадки ДКС с УПГ Харампурского месторождения до УСОК «Тарасовского» месторождения, далее осушенный (товарный) газ от УСОК транспортируется на Губкинский ГПК;

• компримирования осушенного (товарного) газа в блочной компрессорной установке БКУ-2 для закачки в пласт ПК-1 «Северо-Харампурского» месторождения;

• выделения ШФЛУ (С3+в не ниже 90%) и подачи ее по конденсатопроводу в существующий нагнетательный конденсатопровод мультифазной насосной станции (МФНС), и далее от МФНС до УСОК «Тарасовского» месторождения, или сбора ШФЛУ в аварийные емкости площадки ДКС с УПГ;

• выделения и подготовки водометанольной смеси (ВМС) для подачи ее на регенерацию.

ДКС с УПГ включает следующие вспомогательные системы:

• блок ТВТ с накопительной емкостью (при остановке блока ТДУ);

• узел дросселяции газа с КРД (при останове ТВТ и ТДУ);

• факельную систему ВД и НД, а также свечу рассеивания для утилизации аварийных и технологических выбросов;

• дренажную систему для сбора продуктов промывки, пропарки с аппаратов и трубопроводов;

• систему топливного газа с узлом учета и редуцирования;

• систему хранения метанола, подготовки рабочего раствора метанола и его подачи в технологический процесс;

• установку регенерации метанола УРМ;

• площадку аварийных емкостей;

• систему воздуха КИПиА, обеспечивающую работу пневмоприводной арматуры БКУ-1, БКУ-2 и ТДУ;

• котельную для обеспечения технологических и санитарных нужд станции теплом;

• дизельную электростанцию как резервный автономный источник электроэнергии;

• мембранную азотную станцию для обеспечения нужд станции азотом техническим и азотом системы азотного пожаротушения;

• маслохозяйство для обеспечения двигателей и компрессоров БКУ-1, БКУ-2, а также ТДУ машинным маслом.

Установка регенерации метанола предназначена для регенерации метанола из водометанольной смеси технологического процесса ДКС с УПГ и подачи его на склад метанола для повторного использования в технологическом процессе.

Склад метанола и дизтоплива предназначен для приема метанола из автоцистерн и с установки регенерации метанола, для хранения, приготовления рабочего раствора метанола, подачи рабочего раствора в технологию для предотвращения гидратообразования, а также для приема, хранения и подачи дизельного топлива.

Площадка аварийных емкостей предназначена для приема ШФЛУ с площадки УПГ в случае остановки конденсатопровода, а также приема продуктов аварийного опорожнения установки подготовки газа.

Эксплуатация оборудования ДКС с УПГ предусматривается без постоянного присутствия на нем обслуживающего персонала. Управление и контроль за работой оборудования осуществляется с помощью средств АСУ ТП. Кроме того, для проведения пуско-наладочных и оперативных работ предусмотрены необходимые местные приборы контроля и средства управления.

Материальный баланс ДКС с УПГ по двум вариантам работы установки составлен на максимальный объем подаваемого газа и приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Материальный баланс ДКС с УПГ при работе с ТДУ

Показатели	Производительность, кг/ч, (ст/м3/час)	Производительность, тыс. кг
Приход
Газ попутный нефтяной в том числе содержание С3+в	144795,2 (164300,0) 37052,43	1216279,68 (1380120,0) 311240,41
Ингибиторный раствор метанола, в том числе: - метанол; - вода.	552,6 (0,723) 442,1 (0,621) 110,4 (0,11)	4641,84 (6073,2) 3713,6 (5,216) 927,3 (0,924)
Итого:	145347,8	1220921,52
Расход
Газ в пласт	94536,6 (130023,0)	794107,44 (1092193,2)
ШФЛУ, в т.ч. - содержание Сз+В - метанол	42204,0 (83,6) 34720,86 189,0	354513,6 (702,475) 291655,224 1587,6
Степень извлечения ШФЛУ, масс.%	93,7

Продолжение таблицы 2

Газ на собственные нужды, в т.ч.: - на газопоршневые двигатели компрессорных установок БКУ-1,2 - на блочную котельную - подпорный газ в факельные коллектора и на дежурные горелки - на УРМ - к АЕ-01…08 Итого Потери	7109,9 (9820,0) 127,6 (176,0) 579,4 (800,0) 72,4 (100,0) 3,7 (5,0) 7893,0 (10901,0) 6,1 (0,5)	59723,16 (82488,0) 1071,84 (1478,4) 4866,96 (6720,0) 608,16 (840,0) 31,08 (42,0) 66301,2 (91568,4) 51,24 (42,0)
ВМС, в т.ч. - метанол - вода	538,1 (0,6) 253,1 (0,32) 285,0(0,285)	4520,04 (5,04) 2126,04 (2,688) 2394,0 (2,394)
Конденсат БКУ-1	170,0	1428,0
Итого:	145347,8	1220921,52

Расход газа на УПГ принят по результатам гидравлического расчета трубопровода с учетом расхода газа на собственные нужды на площадках ДНС, УПН и потерь газа, связанных с транспортом газа (образование углеводородного конденсата, конденсация пластовой воды). Данные по приходу и расходу реагентов и компонентов представлены на рисунке 1.

Рисунок 2 - Структура материального потока (приход при работе с ТДУ)

Ниже в таблице 3 и на рисунке 2 показана также и структура материальных потоков по расходу.

Таблица 3 – Структура расхода материальных потоков по расходу

Расход	Масса, тыс. кг	Доля, %
Газ в пласт	794107	65,04
ШФЛУ	354513	29,09
Газ на собственные нужды, в том числе:		5,87
- на газопоршневые двигатели компрессорных установок БКУ-1,2	59723	4,89
- подпорный газ в факельные коллектора и на дежурные горелки	1072	0,09
- на УРМ	4867	0,40
ВМС, в т.ч.	4520	0,37
Конденсат БКУ-1	1428,0	0,12
Итого:	1220921,52	100,00

Основная часть получаемого сырья расходуется на закачку в пласт – 65,04%, а также на выпуск ШФЛУ – 29,09%, что показано на рисунке 2.

Рисунок 2 - Структура материального потока (расход при работе с ТДУ)

По итогам изложенного, следует сделать вывод о том, что в запланированном поступлении основной объем приходится на попутный нефтяной гах, а в расходе сырья – на закачку в пласт и выпуск ШФЛУ.