CC BY
284
УДК 622.279.8
А.В. Прокопов, В.А. Истомин
Абсорбционные технологии промысловой подготовки газоконденсатных газов
Природные газоконденсатные газы можно разделить на две группы: попутные нефтяные газы (ПНГ) и газы газоконденсатных месторождений. Эти газы различаются по составу углеводородных компонентов.
Переработка нефтяных газов преимущественно осуществляется на газоперерабатывающих заводах, где максимально полно извлекают углеводороды (УВ) С3+В. Основные товарные продукты переработки ПНГ - сжиженный углеводородный газ, сухой отбензиненный газ (метан-этан), широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) и бензиновая фракция (С5+В). В технологической цепочке переработки ПНГ абсорбционные технологии заняли определенную нишу. На текущем технологическом уровне развития в заводских условиях они позволяют практически полностью извлекать УВ С3+В из сырьевого потока.
Промысловая подготовка газов газоконденсатных месторождений в России осуществляется по технологии низкотемпературной сепарации газа (НТС). Эффективность работы установок НТС прежде всего определяется степенью извлечения УВ С5+В. В зависимости от сложившейся транспортной и производственной инфраструктуры степень извлечения пропан-бутановой фракции может варьироваться.
В пластовых газах газоконденсатных месторождений УВ С5+В содержится в широком диапазоне концентраций: от 2 г/м3 («тощие» сеноман-аптские залежи Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ)) до 100-350 г/м3 («жирные» валанжинские и ачимовские залежи Уренгойского месторождения). Текущие термобарические параметры концевой ступени сепарации установок НТС: температура - около -30 °С, давление - 5-7 МПа [1]. Для тощих газоконденсатных газов степень извлечения УВ С5+В не превышает 60 % [2]. Для жирных газов степень извлечения С5+В составляет 90-98 % [3-5], при этом содержание УВ С5+В в газе концевой ступени сепарации (товарном газе) варьируется в диапазоне от 2 до 6 г/м3. По расчетным оценкам для месторождений с содержанием УВ С5+В в пластовом газе 30-50 г/м3 степень извлечения УВ С5+В находится на уровне 70 %. В то же время степени извлечения пропана и бутанов на установках НТС составляют, соответственно, 20-30 % и 60-50 % и меняются в зависимости от содержания этих компонентов в пластовом газе.
Таким образом, в процессе подготовки газов газоконденсатных месторождений имеет место недостаточно полное извлечение УВ С5+В и С3-С4. Поэтому с целью более полного извлечения тяжелых углеводородов целесообразно проводить оптимизацию существующих и разработку новых технологических решений. В этой связи проанализируем имеющийся опыт применения абсорбционных технологий для подготовки ПНГ и газов газоконденсатных месторождений.
Абсорбционные установки подготовки попутного нефтяного газа
Первоначально абсорбционные технологии использовались для подготовки ПНГ с целью выделения пропан-бутановой фракции и УВ С5+В. Содержание УВ С3+В в попутных нефтяных газах: пропан-бутанов ~30 % масс. и С5+В ~3 % масс. [6]. Одним из способов подготовки нефтяных и природных газов как на отечественных, так и на зарубежных газоперерабатывающих заводах остается масляная абсорбция [7]. Этот способ подготовки ПНГ впервые был применен в США в 20-х гг. прошлого века для
Ключевые слова:
низкотемпературная абсорбция, масляная абсорбция, природные газы, промысловая подготовка газа, абсорбент, углеводородные фракции, бифункциональный абсорбент, этиленгликоль, диэтиленгликоль, N-метилпирро-лидон.
Keywords:
low-temperature absorption, oil absorption, natural gases, field treatment of gas, absorbent, hydrocarbon fractions, bifunctional absorbent, ethylene glycol, diethylene glycol, N-methylpyrro lidone.
извлечения газового бензина. Маслоабсорб-ционные установки (МАУ) состояли из двух колонн - абсорбера и десорбера [8]. Процесс абсорбции осуществлялся при температуре окружающей среды, давление процесса составляло от 1,4 до 4,0 МПа. Абсорбер, как правило, содержал 30 тарелок колпачкового типа. В качестве абсорбента применялись тяжелые нефтяные фракции, по консистенции напоминающие масла. Доля извлекаемых на этих установках УВ С5+В составляла 60-70 % от потенциального содержания в обрабатываемом газе.
В России подготовка ПНГ также использовалась на начальном этапе разработки нефтяных месторождений, например, с применением мобильных малогабаритных абсорбционных установок (месторождения северо-западной части Башкирии [8]) (рис. 1). Установка монтировалась на платформе длиной 7,5 и шириной 2,5 м. Крупногабаритные аппараты - абсорбер, десорбер и др. - транспортировались отдельно. Объем газа, подготавливаемого непосредственно на месте сбора или очистки нефти от воды, составлял от нескольких десятков тысяч до 600 м3/сут, давление абсорбции - 1,0 МПа, температура - плюс 30 °С, удельный рас-
ход абсорбента находился на уровне 0,8 кг/м3. В качестве абсорбента на таких установках, как правило, использовался керосин. Степень извлечения УВ С5+В достигала 90 %.
МАУ имеют ряд недостатков:
• высокий расход абсорбента (~0,8 кг/м3);
• существенные потери абсорбента с газовой фазой (в составе обработанного газа);
• невозможность применения данного способа подготовки попутного нефтяного газа на месторождениях с недостаточным количеством УВ-фракции, используемой для восполнения потерь абсорбента;
• газ, подготовленный по этой технологии, не отвечает требованиям СТО 089-2010, т.е. перед подачей в магистральный газопровод требуются дополнительные технологические операции.
Таким образом, технологии масляной абсорбции заняли определенную нишу в подготовке ПНГ. Дальнейшее развитие этих технологий пошло по пути снижения температуры абсорбции, что позволило увеличить извлечение пропан-бутановой фракции и УВ С5+В.
Рис. 1. Технологическая схема подготовки ПНГ:
А-1 - абсорбер; В-1 - выветриватель; Д-1 - десорбер; Е-1, Е-2, Е-3 - емкости абсорбента; Н-1, Н-2 - насосы; П-1 - печь насыщенного абсорбента; Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, Т-5 - теплообменники
Применительно к газоконденсатным месторождениям МАУ планировалось использовать на начальном этапе разработки. Газ после абсорбции предполагалось компримировать и закачивать в продуктивный горизонт для поддержания пластового давления [9]. При этом на определенном этапе освоения месторождения должна осуществляться реконструкция установки комплексной подготовки газа (УКПГ) с переводом ее на низкотемпературный процесс.
Абсорбционные установки подготовки газа газоконденсатных месторождений
Абсорбционные установки подготовки пластового газа, в которых массообмен между абсорбентом и подготавливаемым газом осуществляется при отрицательных по Цельсию температурах, получили название установок низкотемпературной абсорбции (НТА).
Наиболее простой абсорбционный процесс, по эффективности абсорбции не превышающий одной теоретической ступени контакта, - впрыск абсорбента в трубопровод перед низкотемпературным сепаратором. Инжекторное устройство в таких установках, как правило, располагается перед редуцирующим элементом - дросселем, эжектором, тур-бодетандером [10] и др. - или теплообменником [11]. В качестве абсорбента применяется конденсат с первой или промежуточной ступеней сепарации, либо УВ-фракция. Перед подачей УВ-жидкости на вход в низкотемпературный сепаратор ее дополнительно охлаждают. Это позволяет уменьшить влияние теплого абсорбента на повышение температуры сепарации. Для предупреждения образования гидратов в процессе охлаждения абсорбента подают метанол. Расчетные исследования по влиянию впрыска нестабильного конденсата на выход товарной продукции были проведены для УКПГ-11В Уренгойского НГКМ. Дополнительный выход деэтанизированного конденсата составил 14,3 г/м3 [12].
На Щебелинском промысле в качестве абсорбента использовались продукты переработки конденсата: стабильный конденсат и углеводородная фракция с температурой начала кипения 170-180 °С (УФ-170) [13]. Результаты промыслового эксперимента показали, что УФ-170 обладает наилучшими абсорбционными свойствами. Абсорбент подавался перед дросселем и теплообменником за 35-40 м до низкотемпературного сепаратора. При вводе в
поток фракции конденсата (УФ-170) в количестве 10 см3/м3 выход конденсата существенно увеличился.
Эффективность извлечения УВ С3+В впрыском абсорбента на вход в низкотемпературный сепаратор приблизительно соответствует 0,7 теоретической ступени контакта. Увеличение степени извлечения может быть достигнуто применением массообменных аппаратов (абсорберов), оптимизацией температуры процесса НТС и другими технологическими приемами. Абсорберы применяют в технологиях заводской и промысловой НТА. Рассмотрим каждую из технологий более подробно.
Один из вариантов технологии НТА заводского типа реализован на Оренбургском газоперерабатывающем заводе. Установка НТА предназначена для извлечения УВ С3+В из газов деэтанизации конденсата. Абсорбция осуществляется при давлении 1,36 МПа и температуре -30 °С. Регенерация абсорбента подразумевает следующие операции: предварительную десорбцию пропан-бутановой фракции в отдельной колонне, регенерацию абсорбента совместно с УВ-жидкостью с установки НТС на установке получения стабильного конденсата и отвод абсорбента из колонны получения стабильного конденсата. Поддержание поглотительной способности абсорбента осуществляется посредством постоянной подпитки УВ-жидкостью с температурой начала кипения 130-140 °С. Для выделения из абсорбента продуктов осмоления, механических примесей и других производится фильтрация части регенерируемого абсорбента с последующим возвратом в технологический цикл.
Проведены специальные исследования по определению влияния состава абсорбента на степень извлечения целевых компонентов [9]. Было установлено, что наибольший выход целевых компонентов обеспечивает абсорбент с температурой начала кипения 125-130 °С. В процессе разработки месторождения происходило «облегчение» состава пластового газа и снижение количества подпитывающего абсорбент потока. Удельный расход абсорбента снижался, поэтому для восполнения потерь состав абсорбента был изменен: температура начала кипения абсорбента снижена со 130-140 °С до 125-130 °С.
В отечественной газовой отрасли промысловые низкотемпературные абсорбционные технологии (ПНТА) подготовки природного газа
были реализованы на УКПГ-1В Ямбургского (рис. 2) и на отдельной линии УКПГ-8В Уренгойского НГКМ. Товарной жидкой продукцией УКПГ является нестабильный конденсат. Месторождения расположены недалеко от завода по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ) в Новом Уренгое, что позволяет использовать жидкую продукцию в качестве сырья для газохимического комплекса.
При разработке и адаптации абсорбционных технологий применительно к промысловым условиям ставилась задача упростить подготовку абсорбента и повысить извлечение компонентов С3+В по сравнению с технологией низкотемпературной сепарации. В качестве абсорбента использовался частично дегазированный и охлажденный конденсат с первой ступени сепарации.
В зимний период работа технологической схемы УКПГ-1В (см. рис. 2) осуществляется по технологии НТС с эжектором. Поддержание температуры абсорбции в летний период осуществляется применением турбодетандеров, которые расположены параллельно эжекторам. Входным потоком компрессора ТДА служит газ из А-1. Скомпримированный газ после-
довательно охлаждается в АВО и Т-1, сепарируется в С-3 и поступает на вход в турбодетан-дер. Расширение газа в детандере осуществляется до давления, несколько превышающего давление в магистральном газопроводе. Далее газ поступает на вход в абсорбер А-2.
Проектная технологическая схема подготовки газа и конденсата на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ существенно отличалась от фактически реализованной впоследствии. В проектной схеме предусматривалась гликолевая осушка сырого газа в аппарате А-1 высококонцентрированным водным раствором диэтилен-гликоля. В дальнейшем от гликолевой осушки отказались, а абсорбер А-1 стали использовать как аппарат для отдувки метанола из водно-метанольного раствора разделителя Р-2 [14-16]. Организована дополнительная подача метанола в конденсат с первой ступени сепарации - в теплообменники Т-2 и Т-3.
В процессе эксплуатации УКПГ-1В было обнаружено, что технологическая схема ПНТА чувствительна к наличию тяжелых углеводородов парафинового ряда в составе пластового газа [17]. При температурах ниже -(28-33) °С происходило отложение парафинов в низко-
КРР-1
С-1 —>
А-1 —►
КРД-1
—с£з—
КРД-2
-сЯа—
ТДА
Установка регенерации метанола
Э-1
АВО
Т-1
чх—
Обработанный газ
КРР-2
с-з
р-1
т-з *
Т-2
А-2
Р-2
-IX-
Н-1
в-
СЭ
Н-2
Нестабильный конденсат
Рис. 2. Технологическая схема УКПГ-1В Ямбургского НГКМ (факт.):
А-1, А-2 - абсорберы; АВО - аппарат воздушного охлаждения; КРД-1, КРД-2 - краны-регуляторы давления; КРР-1, КРР-2 - краны-регуляторы расхода; КРТ-3 - кран-регулятор температуры; Н - насос; Р-1, Р-2 - разделители; С-1, С-3 - сепараторы; Т-1, Т-2, Т-3 - теплообменники; ТДА - турбодетандерный агрегат (К - компрессор, Д - детандер); Э-1 - эжектор
температурном абсорбере. Для борьбы с пара-финоотложением абсорбер периодически останавливали, прогревали и промывали высококонцентрированным раствором метанола. В настоящее время эта проблема отсутствует в связи со снижением содержания парафинов в пластовом газе.
Еще одна особенность - высокие значения показателей точки россы товарного газа по углеводородам, которые не удовлетворяют требованиям СТО Газпром 089-2010. Согласно технологической схеме финальная подготовка товарного газа осуществляется в аппарате А-2, где газ контактирует с абсорбентом. Наличие уносов абсорбента с верхней части колонны в подготовленный газ приводит к увеличению температуры точки росы газа по углеводородам. Для снижения уноса абсорбента его подачу осуществляли в середину колонны, увеличив таким образом фильтрационную секцию абсорбера. Это повысило качество подготовленного товарного газа.
В технологической схеме ПНТА на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ отсутствует возможность регулировать количество абсорбента и его состав. Расход абсорбента зависит от
потенциального содержания УВ С5+В в составе пластового газа. В процессе эксплуатации месторождения расход абсорбента снизился со 150 до 65 г/м3. При постоянном расходе пластового газа уменьшение количества абсорбента более чем в 2 раза снизило извлечение УВ С5+В приблизительно на 0,5 г/м3.
Расчетное сравнение технологических схем ПНТА и НТС на температурном уровне сепарации -25 °С показало, что дополнительное количество нестабильного конденсата за 1991-1998 гг. составило 760 тыс. т. Это соответствует увеличению выхода товарного продукта на 13,6 %. В составе дополнительно извлеченного конденсата содержится 5 % масс. этана, 64 % масс. пропан-бутанов и 19 % масс. пентанов и более тяжелых углеводородов, из которых пентаны составляют ~ 70 %. Таким образом, селективность абсорбента в технологии ПНТА на УКПГ-1В преимущественно ориентирована на извлечение пропан-пентановой фракции. В то же время увеличение выхода нестабильного конденсата уменьшило количество товарного газа за указанный период на 0,87 % по сравнению с объемом товарного газа по схеме НТС.
Осушенный газ
Рис. 3. Технологическая схема подготовки газа на УКПГ-8В Уренгойского НГКМ:
А-201 - абсорбер; Р-201, Р-202 - разделители; С-201, С-201а - сепараторы; Т-201, Т-202, Т-203, Т-204 - теплообменники; ВМР - водометанольный раствор
Опытно-экспериментальная технологическая линия подготовки газа по технологии ПНТА была реализована на УКПГ-8В Уренгойского НГКМ [18] (рис. 3). Производительность линии составляла 5 млн м3/сут. Схема ПНТА на УКПГ-8В имеет ряд конструктивных отличий от УКПГ-1В Ямбургского НГКМ:
• в схему включен многофункциональный абсорбер-сепаратор (А-201), состоящий из сепарационной, массообменной и фильтрующей секций;
• газ выветривания конденсата первой ступени используется в качестве газа отдувки в абсорбер-сепараторе (А-201).
Комбинированная колонна-сепаратор состоит из 10 ситчатых и одной полуглухой тарелки, расположенной между 4-й и 5-й тарелками. Для уменьшения уноса капельной жидкости с газом установлены два ситчатых фильтра.
Экспериментально исследовались три режима работы установки ПНТА:
• работа по схеме НТС с подачей части конденсата первой ступени разделения в поток сырого газа, поступающего в абсорбер-сепаратор;
• работа по схеме ПНТА с подачей части конденсата первой ступени разделения на 5-ю тарелку колонны-сепаратора (три теоретические ступени контакта);
• работа по схеме ПНТА с подачей части конденсата первой ступени разделения на 1-ю тарелку колонны-сепаратора (пять теоретических ступеней контакта).
Промысловые испытания проводились при давлении 5,9-6,0 МПа и температурах -(30-22) °С. Исследовалось влияние температуры, давления и количества орошения подаваемого на вход в НТС или абсорбер на степень извлечения тяжелых углеводородов из газа.
В целом преимущество абсорбционной технологии по сравнению с технологией НТС
экспериментально подтверждено. В таблице приведены результаты исследований остаточного содержания УВ С5+В в подготовленном газе для рассматриваемых вариантов работы технологических схем.
Согласно представленным данным, наиболее низкие значения содержания УВ С5+В -в подготовленном газе для технологии ПНТА с пятью теоретическими тарелками. При увеличении количества орошения остаточное содержание УВ С5+В в газе снижается. Таким образом, оптимальным с точки зрения количества подаваемого абсорбента является режим с подачей всего количества нестабильного конденсата с первой ступени сепарации. Результаты эксперимента показали, что максимальное дополнительное извлечение УВ С5+В из газа сепарации составляет 50 % и количество УВ С5+В в газе сепарации снижается с 7,0 до 3,2 г/м3.
Бифункциональные абсорбенты
Параллельно развитию абсорбционных установок с использованием в качестве абсорбента УВ конденсата первой ступени сепарации исследовались абсорбенты, позволяющие одновременно извлекать воду и углеводороды С5+В. Такие абсорбенты получили название бифункциональных.
В процессе исследований определены три основные группы абсорбентов:
• ЭТ-1 (смесь диэтиленгликоля и моноэтилового эфира триэтиленгликоля);
• Ы-метилпирролидон (Ы-МП);
• смесь диэтиленгликоля с соляровым маслом.
Рассмотрим каждый из этих абсорбентов и проанализируем результаты лабораторных и опытно-промышленных испытаний.
Абсорбент ЭТ-1 (разработка Донецкого политехнического института) состоит из диэтиленгликоля и моноэтилового эфира
Остаточное содержание УВ С5+В в подготовленном газе для вариантов работы технологических схем подготовки газа
Количество орошения Остаточное содержание УВ С5+В в подготовленном газе для технологических схем, г/м3
(доля нестабильного ПНТА с тремя ПНТА с пятью
конденсата с 1-й ступени), НТС НТС с впрыском теоретическими теоретическими
% тарелками тарелками
0 7,0 - - -
25 - 5,93 3,94 3,91
50 - 5,48 3,96 3,23
75 - 5,24 - 4,24
100 - 5,09 - 4,13
триэтиленгликоля. Это внешне прозрачная, бесцветная или слегка желтоватая гигроскопичная жидкость, обладающая слабым глико-левым запахом. ЭТ-1 хорошо растворим в воде, ацетоне, этаноле, метаноле и этиленгликоле, предназначен для осушки и частичного извлечения из природного газа примесей, а также предотвращения гидратообразования.
ЭТ-1 разработан как альтернатива диэ-тиленгликолю с возможностью частичного извлечения углеводородов С5+В, а также других неуглеводородных примесей (меркаптанов). Рекомендовался к применению на установках НТС. В отличие от диэтиленгликоля обладает малой вязкостью и низкой температурой замерзания (ниже -50 °С). Как и диэ-тиленгликоль, осушитель ЭТ-1 термически устойчив. Водные растворы ЭТ-1 с массовой долей 60-80 % имеют температуру замерзания -57 и -62 °С соответственно. Это позволяет осуществлять обработку природного газа при отрицательных температурах контакта газ-абсорбент.
Процесс осушки и извлечения тяжелых углеводородов из природного газа поглотителем ЭТ-1 испытан в промышленных условиях на Щебелинском газоконденсатном месторождении (ГКМ), сеноманской залежи Медвежьего месторождения и установке НТС УКПГ-9 Оренбургского ГКМ.
Испытания осуществлялись при следующих условиях:
• температура контакта - от +15 до -15 °С;
• регенерация осушителя ЭТ-1 осуществлялась до массовой доли 96-96 %;
• удельный массовый расход ЭТ-1, впрыскиваемого в газовый поток, - 10-12 г/м3.
При этих условиях точка росы по влаге составляет минус (30-25) °С, а по углеводородам - минус (5-3) °С, степень извлечения меркаптанов - до 22 %.
Как показали испытания, замена диэти-ленгликоля на ЭТ-1 не потребует реконструкции УКПГ. Извлечение УВ С5+В с применением в качестве абсорбента ЭТ-1 на порядок эффективнее, количество извлекаемых УВ С5+В составляет 0,2 г/м3.
М-метилпирролидон в качестве абсорбента активно применяется в химической промышленности для выделения ароматических углеводородов из углеводородной смеси и очистки газов от кислых и сераорганиче-ских соединений [19]. Благодаря химиче-
скому строению М-МП способен абсорбировать воду и углеводородные компоненты С5+В.
Изучение абсорбционных свойств М-МП для целей газовой промышленности осуществлялось на модельных смесях в лабораторных условиях. Наиболее значимыми с точки зрения моделирования процесса абсорбции природного газа стали испытания на смеси метан-гек-сан-вода. Извлечение воды из газа при массовом соотношении газа и М-МП 2:1 составило 98 % и не зависело от количества гексана в смеси, что соответствует точке росы по влаге -(40-24) °С. Извлечение гексана несколько хуже, чем воды: при массовом соотношении газа и М-МП 2:1 извлечение составляет 75 % и не зависит от количества гексана в смеси. Все исследования проводились при комнатной температуре, можно предположить, что абсорбция газа при пониженных температурах может оказаться более эффективной из-за более низкого равновесного содержания УВ С5+В в газе. К сожалению, испытания М-МП на промышленной установке подготовки газа не были реализованы.
В качестве самостоятельного направления разработки бифункционального абсорбента выделился подбор компонентов для последовательного извлечения водной и углеводородной составляющих газового потока. Для извлечения водной фазы использовали диэтиленгли-коль. Для абсорбции углеводородной фазы рассматривались следующие поглотители: углеводородная фракция с температурой начала кипения 280-350 °С (соляровое масло), окти-ловый спирт, ундециловый спирт, трибутил-фосфат и др. [20]. Удельный расход абсорбента составлял от 10 до 100 л на 1000 м3 газа. Рассматривались прямоточные и противоточ-ные варианты контакта газа и абсорбента [21]. Для противоточного варианта контакта предложена последовательная абсорбция газового потока диэтиленгликолем и углеводородной фракцией в одном аппарате.
Лабораторные испытания показали, что наибольшими абсорбционными свойствами по отношению к извлечению УВ С5+В обладает соляровое масло. В дальнейших экспериментах исследовались масла с молекулярными массами 250 и 370 г/моль. В результате определено, что абсорбент с меньшей молекулярной массой обладает большей поглотительной способностью. Температура процесса абсорбции составляла 5-20 °С. Кратность орошения
абсорбента составляла ~ 2 л/м3, а степень извлечения УВ С5+В из газа - 90-95 %.
Одним из условий выбора углеводородной составляющей абсорбента была возможность совместной регенерации бифункционального абсорбента. Данный процесс отработан на пилотной установке регенерации диэти-ленгликоля. Рассматривались атмосферная регенерация абсорбента и регенерация с отпар-ным газом. Качество регенерации абсорбента контролировалось с помощью хроматографа, а также косвенно по изменению глубины извлечения и точки росы по углеводородам по сравнению с данными, полученными при абсорбции газа только маслами. По результатам эксперимента выявлено, что совместная регенерация абсорбента не сказывается на поглощающей способности диэтиленгликоля.
Бифункциональные абсорбенты не получили промышленного внедрения на промысловых объектах добычи газа в основном по причинам:
• недостаточной апробации процесса;
• значительных транспортных расходов, связанных с восполнением потерь абсорбента в товарном газе.
Пути дальнейшего развития промысловых абсорбционных технологий подготовки газоконденсатных газов
Разработанные абсорбционные технологии подготовки пластового газа главным образом ориентированы на повышение степени извлечения пропан-бутанов. В настоящее время углубленное извлечение углеводородов С5+В на промысловых объектах становится все более востребованным. Этого можно достигнуть снижением температуры сепара-
ции и/или применением абсорбционных технологий. Перспективным направлением развития абсорбционных технологий является разработка селективного абсорбента для извлечения УВ С5+В. Удаленность промысловых объектов газодобычи от развитых районов не позволяет осуществлять абсорбцию газа привезенным абсорбентом. Наиболее перспективным абсорбентом представляется УВ-фракция, выделенная из конденсата непосредственно на объекте добычи газа. Для увеличения поглотительной емкости абсорбента необходимо рассмотреть
варианты его дополнительной подготовки.
***
Таким образом, в работе рассмотрено текущее состояние абсорбционных технологий подготовки конденсатсодержащих газов. Показано, что существующие технологические схемы имеют потенциал дальнейшего повышения степени извлечения углеводородов С5+В. Перспективным направлением в этой области считается разработка модификаций абсорбционной технологии с подбором селективного абсорбента. Важным моментом при разработке новых способов подготовки газа является использование накопленного опыта эксплуатации установок ПНТА на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ и УКПГ-8В Уренгойского НГКМ.
Проанализированы результаты лабораторных и промышленных испытаний бифункциональных абсорбентов. Их дальнейшая разработка и внедрение могут оказаться перспективными применительно к месторождениям с низким конденсатным фактором, где для качественного извлечения УВ С3+В типовые технологии могут оказаться недостаточно эффективными.
Список литературы
1. Прокопов А.В. Степень извлечения
и остаточное содержание углеводородов С5+В в газе сепарации газоконденсатных месторождений / А.В. Прокопов, В.А. Истомин, Д.М. Федулов // Нефтегазохимия. - 2016. -№ 2 (в печати).
2. Дунаев А.В. Особенности технологических процессов промысловой подготовки природного газа с низким конденсатным фактором / А.В. Дунаев, Д.М. Федулов, А.Н. Кубанов и др. // Газовая промышленность. - 2015. - № 11. - С. 80-83.
3. Кубанов А.Н. Пути решения задачи подготовки газа неоком-юрских залежей месторождений полуострова Ямал с получением стабильного конденсата / А.Н. Кубанов, А.В. Козлов,
Т. С. Цацулина и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2010. - № 4. -С. 54-60.
4. Николаев О.А. Обеспечение эффективной эксплуатации валанжинских УКПГ после ввода ДКС и насосной станции подачи конденсата Уренгойского НГКМ / О.А. Николаев,
О.П. Кабанов, Н.А. Цветков // Газовая промышленность. - 2013. - № 4. - С. 31-34.
5. Ланчаков Г.А. Влияние режима эксплуатации УКПГ Ен-Яхинского месторождения
на подготовку конденсата / Г.А. Ланчаков, О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий и др. // Газовая промышленность. - 2007. - №7. -С. 71-73.
6. Соловьянов А.А. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации / А.А. Соловьянов, Н.Н. Андреева, В.А. Крюков и др. - М.: Редакция газеты «Кворум», 2008. - 320 с.
7. Халиф А. Л. Абсорбция углеводородных газов /
A. Л. Халиф, С.П. Одинцова, И.С. Двалишвили и др. - М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1965. - 49 с.
8. Лобков А.М. Сбор и обработка нефти и газа на промысле / А.М. Лобков. - М.: Недра, 1968. -285 с.
9. Бекиров Т.М. Технология обработки газа
и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. -М.: Недра, 1999. - 596 с.
10. Авторское свидетельство СССР № 593720. Способ подготовки природного газа
к транспорту / В.П. Максимов, А.П. Агишев, М.Ф. Ткаченко и др. - 1978.
11. Авторское свидетельство СССР № 274089. Способ подготовки газа газовых
и газоконденсатных месторождений к дальнему транспорту / В.А. Коновалов, А.В. Хремин,
B.Ф. Савельев и др. - 1970.
12. Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья /
А.И. Гриценко. - М.: Недра, 1977. - 239 с.
13. Беспрозванный А.В. Перспективы подготовки валанжинского газа Ен-Яхинского месторождения / А.В. Беспрозванный,
О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий и др. // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. ООО «Уренгойгазпром». -М.: Недра-Бизнес центр, 2003. - С. 143-149.
14. Патент РФ № 2124929 на изобретение. Способ переработки природного газа / А.Г. Ананенков, З.С. Салихов, В.М. Губин и др.; приоритет 23.06.1998.
15. Патент РФ № 2161526 на изобретение. Способ подготовки природного газа /
А.Г. Ананенков, А.Г. Бурмистров, Н.И. Кабанов и др.; приоритет 06.06.2000.
16. Патент РФ № 2283690 на изобретение. Способ обработки газоконденсатной углеводородной смеси / О.П. Андреев,
A.К. Арабский, И.В. Лебенкова и др.; приоритет 21.02.2005.
17. Кубанов А.Н. Опыт эксплуатации технологии ПНТА и перспективы внедрения новых способов извлечения жидких углеводородов / А.Н. Кубанов, Е.Н. Туревский, С.А. Шевелев // Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах
ОАО «Газпром»: м-лы науч.-тех. совета ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 1999. -С. 134-143.
18. Бекиров Т.М. Анализ работы опытной установки промысловой низкотемпературной абсорбции / Т. М. Бекиров, Е. Н. Туревский,
B.В. Брагин и др. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. -39 с.
19. Авторское свидетельство СССР № 629955. Абсорбент для осушки и очистки газа /
A.А. Лознов, И.А. Полосин, Л.М. Маркман и др. - 1978.
20. Авторское свидетельство СССР № 1727869. Абсорбент для очистки и осушки природного газа / Н.Л. Ярым-Агаев, В.Г. Матвеенко, Л.Д. Афанасенко и др. - 1992.
21. Авторское свидетельство СССР № 1066299. Способ подготовки природного газа
к транспорту / Е.Н. Туревский, А.Е. Винокур,
B.Г. Гореченков. - 1984.
