В первом отсеке предусмотрен обогрев жидкости ДЭГом через змеевик с целью лучшего разгазирования и разделения фаз.

      После разделения углеводородный конденсат  через перегородку переливается во второй отсек. Уровни конденсата и ВМС контролируются по зеркальным уровнемерам.

      Водометанольная смесь по уровню сбрасывается из первого отсека в общий коллектор ВМС. Водометанольная смесь, сбрасываемая из сепараторов С-02 и С-03 в общий коллектор ВМС.

      Углеводородный  конденсат выводится из второго  отсека. На линии вывода конденсата из С-02 в общий коллектор установлен клапан регулирования уровня.

      Для защиты конденсатопровода от попадания  газа на линии вывода конденсата установлен пневмокран, имеющий три режима управления.

      Конденсат, сбрасываемый из сепаратора С-02, направляется на узел замера конденсата и далее в конденсатопровод УКПГ – ДКС.

      Замер конденсата производится хозрасчетным счетчиком типа «Норд».

      После замера конденсат направляется в  конденсатопровод. Нестабильный углеводородный конденсат направляется через групповые  ДКС на ГПЗ для стабилизации и получения из него товарного стабильного газового конденсата.

      Замер газа производится в микропроцессорном измерительном комплексе  «Суперфлоу», в котором производится замер давления, перепада давления, температуры и вычисление расхода газа с передачей данных на персональный компьютер в диспетчерскую каждого УКПГ. После замера газ направляется в газопровод и подается через ДКС на ГПЗ для дальнейшей его переработки (для очистки от Н₂S, CO₂ и различных сернистых примесей).

      Выделенный  из газа нестабильный углеводородный конденсат, также содержащий Н₂S и влагу, направляют в виде парожидкостной смеси на ГПЗ для стабилизации и получения из него широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Рис. 1 – Типовая технологическая схема подготовки продукции на УКПГ ОНГКМ

3 Распределение компонентного состава пластовой смеси Оренбургского НГКМ

      Оренбургское  газоконденсатное месторождение (ОНГКМ) характеризуется неоднородным по площади  начальным составом пластового газа.

      В последние годы на основной залежи ОНГКМ силами газопромыслового управления проводятся в год не менее 10-12 комплексных промыслово-лабораторных исследований опорных эксплуатационных скважин и каждые полгода масштабные исследования фонда скважин через технологические установки подготовки газа.

        Исследования опорных скважин  на газоконденсатность проводятся через контрольные сепараторы, установленные на площадках УКПГ, с соблюдением соответствующих требований инструкций и использованием “Методики проведения исследования газоконденсатных скважин” и “Методики расчета материального баланса углеводородного сырья”, разработанных ВолгоУралНИПИгазом и аттестованных в соответствии с ГОСТ 8.010.

     Определенную  проблему составляет ежегодное выбывание  скважин из числа опорных по технологическим (обводнение, снижение дебита) и техническим причинам. Так, к 2003 году прекратились исследования большинства опорных  скважин (кроме двух), проводимых  в 1991-1997 годах, что нарушает определенную преемственность исследований.

      Колебания компонентного состава добываемого газа связаны, прежде всего, с неравномерностью распределения этих компонентов по площади месторождения, т.е. к начальному составу пластового флюида необходимо подходить дифференцированно. На основании анализа проведенных исследований качества добываемого сырья по УКПГ для создания флюидальных моделей первоначально были выделены 4 зоны:

• 1 зона – УКПГ- 1, 2, 3, 6, 7,12, где содержание сероводорода не превышает 1,6 % (мольные доли), потенциальное содержание УВ С_5+в составляет 73,4 г/м³ (на «сухой» газ);
• 2 зона – УКПГ- 8, 9, характеризующаяся повышенным содержанием сероводорода – 1,71-2,23 % и несколько меньшим начальным потенциальным содержанием конденсата – 72,0 и 72,8 г/м³;
• 3 зона – УКПГ-10, где содержание сероводорода превышает 5 %, а содержание С_5+в – наименьшее и составляет 71,8 г/м³;
• 4 зона – УКПГ-14, 15, отличающаяся повышенным начальным содержанием УВ С_5+в – от 73,8 до 74,7 г/м³, содержание же кислых компонентов практически такое же, как в центральной зоне.

      Как видно, прослеживается незначительное увеличение начального содержания УВ С_5+в на запад (разница составляет ~3 г/м³) и значительное увеличение содержания сероводорода на восток (разница ~3,5 %).

     Хотя  средние значения содержания компонентов  в пластовой смеси различных  зон и отличаются, однако амплитуда колебания их в пределах одной зоны также значительна, как и по месторождению в целом.

     Колебания содержания компонентов также связаны  с динамикой состава и свойств по разрезу залежи, имеющей глубину порядка 500 м, которые обусловлены влиянием гравитационных сил.

      Изучению  динамики свойств по разрезу залежи не уделялось должного внимания на этапе разведки, когда исследовались  небольшие вскрытые интервалы. Исследования же эксплуатационных скважин, в которых общая толщина вскрытых пластов велика, не могли ни доказать, ни опровергнуть наличия изменений свойств по глубине.

      Проведены расчеты динамики свойств по разрезу  залежи ОНГКМ с использованием физических и статистических закономерностей для четырех выделенных зон.

      Что же касается конденсата (УВ С_5+в), то содержание его по разрезу изменяется гораздо существеннее, и это вполне возможно было бы оценить с помощью исследований на начальной стадии разработки. Сейчас момент упущен, и влияние изменения содержания С_5+в на динамику фазовых состояний в процессе разработки для различных эксплуатационных объектов можно выявить тоже лишь расчетным путем.

      В течение многих лет дополняются  графики динамики компонентного состава добываемой пластовой смеси, рассчитывающегося на основании паспортов на продукцию и объемов добычи сырья по зонам УКПГ и залежи в целом, а также по масштабным исследованиям и газоконденсатным исследованиям опорных скважин.

      Анализ  приведенных графиков показал, что  при существенных колебаниях содержания по некоторым компонентам все  же вырисовывается некоторая тенденция изменения во времени.

      По  метану видна очень незначительная тенденция увеличения концентрации в пластовой смеси. Учитывая значительный разброс значений полученных при исследованиях можно сказать, что метановая составляющая газа имеет необъяснимые изменения концентраций и в целом во времени не имеет тенденций явному увеличению или уменьшению.

     По  содержанию этана наблюдается незначительная, но устойчивая тенденция к увеличению содержания в пластовом газе. Разброс значений концентрации незначительный по сравнению с метаном. На графике виден занижающий спад значений в 2003 году, который объясняется переходом на новый прибор измерения. Хотя за последние годы тенденция роста по линейному тренду прослеживается с 3,66% в 2005 году до 3,73% в 2006 году.

     По  содержанию пропана можно сказать, что содержание его не изменяется с течением времени, не считая разброса значений обусловленной точностью замеров и измерений, которые линейный тренд нивелирует в горизонтальную линию концентрации.

     Содержание  бутанов имеет тенденцию к незначительному снижению концентрации. Однако изменения эти незначительны и могут быть сопоставимы с точностью замеров и измерений.

     Содержание  пентанов+вышекипящие в пластовой смеси снижается.

     Необходимо  отметить, что на промысловых сепараторах значительно ухудшились термобарические условия, которые по УКПГ с низкими пластовыми давлениями в отсутствии дроссель-эффекта фактически определяются температурой атмосферного воздуха. Отсюда такая «пила» – лето-зима  по содержанию УВ С_5+в, что особенно хорошо видно по нестабильному конденсату.

     Изменения потенциального содержания УВ С_5+в в газах сепарации и в нестабильном конденсате по зонам УКПГ и залежи в целом по данным паспортов на продукцию в сопоставлении с масштабными исследованиями с определенной долей приближения согласуется с расчетной зависимость принятой для залежи.

     В процессе разработки залежи происходит перераспределение углеводородов внутри группы С_5+в, более тяжелые УВ выпадают в пласте, более легкие уходят с газом сепарации, и поэтому потенциальное содержание УВ С_5+в в нестабильном конденсате постоянно снижается, несмотря на рост содержания С_5+в в массовых долях.

     Содержания  сероводорода в пластовой смеси имеет устойчивую тенденцию к увеличению. Его среднее значение концентраций возросло за последние 10 лет с 1,78%  до  2,18%.

     Содержания  углекислого газа в пластовой смеси имеет устойчивую тенденцию к увеличению. Его среднее значение концентраций возросло за последние 10 лет с 0,72% до 0,81%.

     Содержания  азота в динамике определений в пластовой смеси имеет значительный разброс значений и незначительную тенденцию трендовой линии к уменьшению. Его среднее значение концентраций практически не уменьшилось.

    Проведенный анализ динамики компонентного состава пластового газа показал, что изменения в сторону уменьшения или увеличения концентраций наиболее выражены у сероводорода, углекислого газа и пентанов+вышекипящие. 

4 Исследование состава пластового газа и нестабильного конденсата

      Отобранные  пробы пластового газа и нестабильного  конденсата исследуются в лабораторных условиях на содержание этана, пропана  и бутанов (раздельно нормального  и изомерного строения) и стабильного  конденсата, т.е. пентанов и вышекипящих.

      Для определения содержания перечисленных компонентов в пробе сырого конденсат необходима его дегазация с помощью установки, представленной на рисунке 2. /3/

      Контейнер 3 помещается в баню 2, температура в которой поддерживается с помощью термостата 1 и контролируется термометром 4. Давление измеряется манометром 6.

      Удобно  использовать термостат и баню, входящие в комплект прибора для определения  давления насыщенных паров моторных топлив по ГОСТ 1756-52.

      Между контейнером 3 и газометром 8 помещаются стеклянные змеевиковые ловушки 7, погруженные в охлаждающую смесь льда с солью (-20⁰С). Эти ловушки предназначены для улавливания жидких углеводородов, уносимых газом из контейнера.

      Для разгазирования сырого конденсата открывается  вентиль контейнера 5, после чего газ выпускается в газометр. Температура в бане при этом поддерживается 20⁰С, которая после прекращения выделения газа из контейнера доводится до 30⁰С. При этом из контейнера выделяется дополнительное количество газа, который также собирается в газометр. После прекращения его выделения вентиль закрывается, и контейнер с содержащимся в нем конденсатом охлаждается до 10-15 ⁰С.

      Для удаления газовых углеводородов, растворенных в жидкости, собранной в ловушках, постепенно повышают температуру охлаждающей смеси, доводя ее до 5 ⁰С.

      Конденсат из контейнера переливают в мерный цилиндр, к нему добавляют жидкий продукт, собранный из газа в змеевиковых  ловушках. Затем при 20⁰С определяют плотность жидкого продукта (С_{5+высшие}).

      В результате исследований получают исходные данные для расчета содержания этана, пропан-бутанов и пентанов плюс вышекипящие в пластовом газе. 
 
 

 
 
 
 

        

      Рисунок 2 – Установка дегазации сырого конденсата