Подготовка природного газа сеноман-туронских отложений является наиболее простым и дешевым процессом в промысловой подготовке газа северных месторождений Тюменской области.

Однако следует отметить, что основные крупнейшие месторождения сеноманского газа были открыты в 1960–1980 годы, и степени выработанности запасов основных залежей зачастую составляет 50 и более процентов. В дальнейшем начнется неуклонное уменьшение суммарных отборов из сеноманских залежей суши НПТР, сеноманских и альбских — Ямала (после 2030 г.), а после 2040 г. — и морских отложений, и лидирующее положение перейдет к газоконденсатным залежам неоком-аптского комплекса (в 2021–2030 гг.), а также к сложнопостроенным залежам залежам ачимовской толщи и юры (гор. Ю₁, Ю_2–4) и нетрадиционным ресурсам газа (после 2035 г.) [3, с. 23].

В настоящее время в НПТР Западной Сибири уже ведется разработка газоконденсатных залежей валанжинского яруса неокомского комплекса и ачимовской толщи. Наибольшими размерами и продуктивностью характеризуются резервуары Ач_3–4, Ач₅. Средние дебиты газоконденсатной смеси при исследовании во многих скважинах превышают 300–400 тыс. м³/сут, а дебиты стабильного конденсата варьируются от 80 до 150 м³/сут. Следует отметить ряд особенностей, присущих ачимовским отложениям Уренгойского нефтегазоносного района: аномально высокие начальное пластовое давление (59–61 МПа) и температура (105–115 °С), высокое содержание конденсата в газе (275–420 г/м³), одновременное залегание в пластах конденсатсодержащего газа и нефти [4, с. 21].

К 2020 году в России около 30 % от прогнозируемой добычи природного газа будет добыто на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири. Применяемые в настоящее время технологии промысловой подготовки газоконденсатного флюида не обеспечивают достаточную степень извлечения ценных жидких и газообразных углеводородов. Это связано с применяемой технологией низкотемпературной сепарации, при которой достигается температура до минус 30 °С.

Основным низкотемпературным процессом подготовки газа газоконденсатных месторождений в России остается низкотемпературная сепарация c охлаждением газа, получаемого в результате его дросселирования (эффект Джоуля — Томпсона). После чего происходит разделение сконденсировавшихся углеводородов метанового ряда и газовой фазы. Температура процесса обычно составляет минус 10–30 °С.

Повышения эффективности технологии НТС можно достичь если заменить традиционное, термодинамически неэффективное изоэнтальпийное охлаждение (дросселирование) газа на процесс изоэнтропийного расширения с применением детандерной технологии. Расширяющийся газ при этом совершает работу, которая может быть использована для какого-либо процесса — чаще всего эта работа используется для сжатия охлажденного отсепарированного газа после низкотемпературного сепаратора. Детандер в такой схеме установлен вместо дросселя и расположен на одном валу с компрессором. Охлаждение газа в таком процессе возможно до минус 60 °С и ниже. Более низкая (по сравнению с дросселем) температура в низкотемпературном сепараторе и давление газа, ниже, чем давление в газопроводе обеспечивают большую степень конденсации компонентов С₃₊.

Использование температурного режима минус 60–80 °С позволяет практически полностью извлекать углеводороды С₊₅ и выше, вдвое — до 50–60 % увеличить извлечение пропан-бутана и до половины от потенциального содержания в газе этана. Помимо этого, температурный режим минус 60–80 °С обеспечивает подготовку газа до требований СТО Газпром 089–2010.

Таким образом, с уменьшением доли сеноманского газа в объеме добываемого природного газа установки низкотемпературной сепарации должны стать основным направлением подготовки «жирного» газа. Не менее важным является переход на низкотемпературные процессы, как наиболее технологически гибкие — обеспечивающие требуемое качество подготовки при широкой вариабельности входных параметров (состав исходного газа, температура и давление газа на входе, требуемый состав продуктов).

Тем не менее, выбору технологии НТС для подготовки газоконденсата должен предшествовать углубленный анализ условий разработки месторождения, состав и конденсатосодержание газа, темпы отбора и параметры работы газосборных сетей, динамика изменения состава пластового флюида (в т. ч. изменение его влагосодержания) и многие другие.

Другую важную роль в условиях крайнего севера играет наличие инфраструктуры для реализации продуктов подготовки газа — отсутствие возможности реализации целевых компонентов делает убыточными установки по их извлечению из газа.

Также имеется необходимость в продолжении работ по совершенствованию существующих и поиску перспективных технологий подготовки «жирного» газа, которые могут дать значительный эффект по сравнению с традиционной технологией — снижение энергозатрат, металлоемкости, повышение технологической надежности и степени извлечения целевых компонентов из газа.

С учетом вышесказанного, совершенствование технологического процесса низкотемпературной сепарации для подготовки газа газоконденсатных месторождений видится в следующих направлениях:

‒ конструктивное совершенствование процессов и аппаратов;

‒ оптимизация технологических режимов подготовки газа;

‒ дальнейшее изучение механизмов, процессов и методов подготовки газа;

‒ заблаговременное прогнозирование изменений режима работы добывающего фонда и зависимых от него факторов.

Литература:

1. Вяхирев Р. И., Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. — 880 с.
2. Арнольд К., Стюарт М. Справочник по оборудованию комплексной подготовки газа. Промысловая подготовка углеводородов / Пер. с англ. Климзо Б. Н. — Москва, ООО «Премиум инжиниринг», 2009. — 630 с.
3. Карнаухов С. М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С. М. Карнаухов, В. А. Скоробогатов, О. Г. Кананыхина //Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. Статей / Под ред. В. А. Скоробогатова. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. — С. 15–25.
4. Артемьев В. Ю., Григорьев Е. Б., Шигидин О. А. Инфракрасная спектрометрия как один из методов контроля при разработке ачимовских отложений Уренгойского НГКМ / В. Ю. Артемьев [и др.] // Вести газовой науки. — 2013. — № 1 (12). — С. 21–21.
5. Рыжов А. Е., Парфёнова Н. М., Григорьев Е. Б., Шафиев И. М., Орман М. М. Физико-химическая характеристика конденсатов ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / А. Е. Рыжов [и др.] // Вести газовой науки. — 2013. — № 5 (16). — С. 91–98.