CC BY
808
ОБЗОРНАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Ключевые слова:
газоконденсатное месторождение, низкотемпературная сепарация, низкотемпературная ректификация, абсорбция, дроссель, эжектор, турбодетандер.
Keywords:
gas-condensate field,
low-temperature
separation,
low-temperature
distillation,
absorption,
throttle,
ejector,
turbo-expander.
УДК 622.279.8
А.В. Прокопов, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин, Д.М. Федулов, Т.С. Цацулина
Современное состояние технологий промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений
Газоконденсатные месторождения (ГКМ) Западной Сибири и полуострова Ямал в обозримой перспективе будут доминировать по отношению к газовым (практически бесконденсатным) сеноманским залежам. Содержание углеводородов С5+В в газоконденсатных залежах может составлять: от 2...3 г/м3 (аптские залежи Бованенковского и Харасавэйского месторождений) до 80.150 г/м3 (валанжинские залежи Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и др. месторождений) и 350 г/м3 и выше для ачимовских залежей Большого Уренгоя. В настоящей работе рассмотрены особенности промысловых технологий подготовки газа на ГКМ с высоким содержанием С5+В.
Одним из требований основного нормативного документа, регламентирующего качество транспортируемых газов, - СТО Газпром 089-2010 - является обеспечение определенных значений температур точек росы по углеводородам и водной фазе. Важное дополнительное требование к подготовке газа месторождений Крайнего Севера - поддержание температуры газа на выходе установки комплексной подготовки газа (УКПГ) на уровне 0.-2 °С [1]. Достижение в промысловых условиях довольно жестких требований к точке росы газа по углеводородам коррелирует с задачей углубленного извлечения углеводородов С5+В или С3+В в составе товарного конденсата УКПГ.
В отечественной газовой отрасли промысловую подготовку газа газоконденсатных месторождений с высоким конденсатным фактором осуществляют по технологии низкотемпературной сепарации (НТС), которая имеет несколько модификаций [2]. В качестве источников холодопроизводящего элемента используют дроссель, эжектор, турбодетандерный агрегат и другие устройства. Извлечение углеводородов С5+В с использованием таких технологий составляет 90.97 %, остаточное содержание С5+В в составе газа сепарации - около 5 г/м3, но может достигать 10 г/м3. Степень извлечения бутана, пропана и тем более этана в составе нестабильного конденсата не высока и составляет около 55, 35.40, или 7.10 % соответственно.
Увеличение извлечения С5+В из пластового газа может быть достигнуто совершенствованием технологических схем низкотемпературной сепарации и ректификации, а также разработкой перспективных комбинированных технологий, сочетающих адсорбционные, абсорбционные и низкотемпературные узлы подготовки газа.
НТС с изоэнтальпийным расширением газа
Технически наиболее простым способом охлаждения газа на УКПГ при наличии перепада давлений является его изоэнтальпийное расширение. Процесс изоэнтальпийного расширения реализуется в дроссельном и эжекторном устройствах. Технология НТС в отечественной практике используется с 60-х годов XX века на месторождениях Средней Азии, Оренбургском, Карачаганакском и др. ГКМ [3]. В настоящее время технология НТС эффективно применяется на многих газоконденсатных месторождениях Западной Сибири [4].
Установка НТС с дросселем, как правило, включает двух- или трехступенчатую сепарацию газа, его охлаждение между ступенями сепарации в рекуперативных те-
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 100
21.08.2015 9:59:39
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
101
плообменниках, изоэнтальпийное расширение газа, разделение в трехфазных разделителях отводимой из сепараторов жидкой фазы на нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования (метанола или гликоля) с частичной их дегазацией. С термодинамической точки зрения изоэнтальпийное расширение газа не вполне эффективно в качестве холодопроизводящего процесса, поскольку потенциальная работа, которую мог бы совершить расширяющийся газ, усваивается потоком в виде теплоты. Тем самым эффективность дроссельной технологии охлаждения оказывается существенно ниже потенциально возможной.
Дроссельная технология НТС характеризуется низкими капитальными и эксплуатационными затратами и легкостью регулирования технологического процесса, но имеет ряд недостатков, которые наиболее ярко проявляются при высоких значениях температуры входного потока, а именно:
• требуемый перепад давления по установке составляет 5-6 МПа, что предполагает ранний ввод дожимной компрессорной станции (ДКС) иногда с самого начала эксплуатации месторождения;
• требуется компрессорная установка для утилизации низконапорных газов концевой ступени дегазации конденсата;
• в летний период не всегда обеспечивается отрицательная по Цельсию температура товарного газа, так как для выполнения этого условия требуются слишком высокие входные давления (12 МПа и более).
Вместе с тем при определенных условиях технология НТС с дросселем может успешно решать все задачи УКПГ и являться реальной альтернативой технологии НТС с турбодетан-дерным агрегатом (ТДА). Она может быть рекомендована в следующих случаях:
• на начальной стадии разработки месторождения при высоких давлениях входного газа;
• объектах, где отсутствует требование к подаче газа в магистральный газопровод (МГ) с низкой температурой. В этом случае появляется возможность осуществлять полную рекуперацию холода в рекуперативном теплообменнике «газ-газ» и достигнуть достаточно низких температур НТС за счет располагаемого перепада давления;
• если приходящий на УКПГ газ имеет низкие температуры (ориентировочно ниже
№ 3 (23) / 2015
10 °С), что характерно для разрабатываемых морских месторождений.
Дроссельная технология НТС может успешно применяться с обеспечением не только требуемого уровня температуры НТС, но и отрицательной температуры газа на выходе в течение 9-10 месяцев в году, если в технологическую схему УКПГ включить воздушное охлаждение газа первичной сепарации.
Другим устройством, используемым в технологических схемах НТС, является эжектор. Отличие эжекторного устройства от дроссельного заключается в возможности вовлечения (эжекции) низконапорных газов концевой дегазации конденсата в основной поток. Один из вариантов технологической схемы НТС с эжектором приведен на рис. 1.
Представленная схема в настоящее время используется для подготовки газа валан-жинских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) [5, 6]. Отличительной особенностью схемы является двухступенчатое редуцирование газа: в эжекторе и на дроссельном устройстве. Это позволило отсрочить ввод собственной ДКС, более полно использовать сеноманскую ДКС и добиться более низкой температуры НТС. На валанжинских УКПГ отработаны технологические решения по рециркуляции антигидратного реагента - метанола [7].
Эжекторное устройство характеризуется простотой конструкции, малыми габаритами и надежностью эксплуатации. Перепад давления, необходимый для достижения требуемого температурного уровня сепарации (-30...-25 °С), сопоставим с аналогичными параметрами дроссельной технологии. Достижение более низких температур технологически затруднено вследствие увеличения количества низконапорных газов дегазации конденсата.
Важным элементом технологии НТС является рекуперативный теплообменник. В случае реализации более полной рекуперации холода низкотемпературного потока (если требование к низкой температуре товарного газа отсутствует) при соответствующей поверхности рекуперативного теплообмена технология НТС с применением изоэнтальпийного расширения может полностью обеспечить соблюдение требований к круглогодичной подготовке газа. Что позволит отказаться от применения турбохолодильной техники.
VGN-3-23-2015-v24.indd 101
21.08.2015 9:59:39
102
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Рис. 1. Вариант технологической схемы подготовки газа НТС с эжектором:
С-1, С-2, С-4 - сепараторы; Р-1, Р-2 - разделители; АВО - аппарат воздушного охлаждения; Т-1, Т-2 - теплообменники; Д - дроссель; БЕ - буферная емкость; Э - эжектор
Технология НТС с ТДА
Технологические схемы НТС с ТДА в последнее время получили широкое распространение в газовой отрасли. За последние три года в ПАО «Газпром» введены в эксплуатацию ТДА на УКПГ Бованенковского (30 агрегатов) и Заполярного НГКМ (7 агрегатов). В отечественной газовой отрасли продолжается активное внедрение ТДА в промысловые технологии подготовки газа. Массовое использование ТДА обусловлено возможностью достижения значительно более низких температур по сравнению с дроссельной или эжекторной технологиями при том же перепаде давления. Потребность в ТДА в ближайшие 10 лет оценивается в количестве более 40 единиц.
Технология предполагает использование политропного, близкого к изоэнтропийному расширения газа в качестве холодопроизводящего процесса. Расширяющийся газ совершает работу, причем КПД процесса превышает 80 %, только 15-20 % располагаемой работы переходят в теплоту (в отличие от изоэтальпийного расширения газа в дросселирующем устройстве).
Подключение турбодетандерных агрегатов на УКПГ возможно согласно двум схемам: «ком-
прессор-детандер» («К-Д») или «детандер-компрессор» («Д-К») [8].
Примером применения ТДА в составе промысловых объектов подготовки газа с подключением согласно схеме «К-Д» является УКПГ-1В Ямбургского НГКМ (рис. 2). В зимний период работа УКПГ-1В осуществляется по технологии НТС с эжектором, ТДА включаются только в теплый период года.
Примером установки НТС с ТДА в обвязке «Д-К» является УКПГ Бованенковского НГКМ [9] (рис. 3).
Последовательность процессов компримирования и детандирования в схеме НТС (подключение ТДА по схемам «К-Д» или «Д-К») оказывает существенное влияние на технологические параметры работы установки и выходы товарной продукции. Фактические режимы работы УКПГ применительно к обоим вариантам подключения ТДА ограничиваются температурами НТС -35...-30 °С. Однако технологические расчеты показывают, что при увеличении перепада давления могут быть достигнуты температуры сепарации до -55 °С. При этом выявляется различие между схемами подключения. Подключение «К-Д» обеспечивает
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 102
21.08.2015 9:59:39
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
103
Обработанный газ
Рис. 2. Один из возможных вариантов технологической схемы НТС с ТДА с обвязкой по схеме «компрессор-детандер»:
С-1, С-3 - сепараторы; Р-1, Р-2 - разделители; Т-1, Т-2, Т-3 - теплообменники; А-1 - отдувочная колонна; А-2 - абсорбер; КРР-1, КРР-2 - краны-регуляторы расхода; КРД-1, КРД-2 - краны-регуляторы давления; Е - емкость; Н-1, Н-2 - насосы; Э-1 - эжектор; остальные обозначения см. в экспликации к рис. 1
постоянную температуру НТС около -35 °С круглогодично. Работа технологической схемы при подключении ТДА по схеме «Д-К» позволяет более полно использовать холод окружающей среды. Так, в зимний период может быть достигнута температура сепарации -50 °С, однако летом - всего лишь -25 °С. Для УКПГ месторождений Крайнего Севера, когда холод окружающей среды используется 9 месяцев в году, среднегодовая температура сепарации по такой схеме подключения ТДА составит примерно -45 °С.
По сравнению со схемами, использующими изоэнтальпийное расширение, термодинамически эффективная технология НТС с ТДА обладает следующими преимуществами:
1) существенного снижения требуемого перепада давления для достижения необходимой температуры газа;
2) более позднего ввода ДКС, причем с меньшим давлением нагнетания;
3) достижения значительно более низких температур газа при том же перепаде давления;
4) безальтернативности применения ТДА для подготовки газа месторождений Крайнего
№ 3 (23) / 2015
Севера, на которых требуется не только обеспечить минимальные температуры НТС, но и отрицательную температуру подготовленного газа на выходе из установки (на входе в газопровод). В первую очередь это касается летнего сезона, когда охлаждение газа за счет АВО резко сокращается или прекращается вовсе, при этом вынужденно снижается рекуперация холода в теплообменниках «газ-газ».
В то же время ТДА обладает рядом недостатков, которые отчетливо проявились в процессе эксплуатации установки НТС с ТДА на УКПГ Бованенковского НГКМ:
1) сложные условия эксплуатации ТДА. Эксплуатация УКПГ всегда характеризуется переменными режимами работы как по расходным, так и по термобарическим параметрам. Обрабатываемая среда - многофазный поток, состоящий из газа, углеводородной жидкости, водного раствора антигидратного реагента (метанола или этиленгликоля), пластовых механических примесей, продуктов воздействия на пласт и компрессорного масла ДКС;
2) ТДА всегда работает с повышенными жидкостными нагрузками по входному пото-
VGN-3-23-2015-v24.indd 103
21.08.2015 9:59:40
104
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Рис. 3. Типовая технологическая схема НТС с ТДА с обвязкой по схеме «детандер-компрессор»:
10С-1, 20С-1, 20С-2 - сепараторы; 10ДР-1, 10ДР-2 - дегазаторы-разделители;
10ФС-1 - фильтр-сепаратор; 20 Д-1- дегазатор; 20ФХ-1 - воздушный холодильник; 20ТД-1 - турбодетандерный агрегат; 20Т-1, 20Т-2 - теплообменники; 20АР-1- арматурный узел; УСКиРМ - установка стабилизации конденсата и регенерации метанола
ку, часто с превышениями в десятки раз по отношению к требованиям производителей ТДА. Надо отметить, что еще не создан надежный и приемлемый по цене сепаратор, способный обеспечить капельный унос углеводородного конденсата и ингибитора гидратообразования менее 20 мг/м3;
3) компрессор ТДА вносит теплоту в систему подготовки газа, что снижает эффект охлаждения газа в турбодетандере и критично для установок НТС, где нужно обеспечить отрицательные температуры товарного газа;
4) эксплуатация ТДА требует наличия специально подготовленного персонала - специалистов по компрессорной и турбохолодильной технике. Учитывая массовый рост количества эксплуатируемых ТДА, это требование выполнить непросто;
5) разработка исходных требований к ТДА обусловливает проведение многочисленных расчетных исследований установки НТС с охватом сезонных изменений и всего жизнен-
ного цикла месторождения. Для выполнения этой задачи нужны высококвалифицированные и опытные технологи, которые имеются далеко не во всех организациях;
6) в процессе эксплуатации ТДА довольно часто приходится останавливать, а вместе с ним и технологическую линию (в проектах, как правило, не предусматривают резерва ТДА на каждой технологической линии). Выход новой (резервной) линии на требуемый температурный режим работы происходит в течение 20...40 мин. Это означает, что за такое время в МГ поступает некондиционный газ с повышенными точками росы;
7) в случае применения этиленгликоля в качестве антигидратного реагента перед расширением в турбодетандере газ необходимо осушить в специальном абсорбере высококонцентрированным (не менее 83.85 %) водным раствором гликоля, так как впрыск жидкости (антигидратного реагента) в поток перед детандером недопустим по условиям эксплуатации турбомашин.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 104
21.08.2015 9:59:40
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
105
Таким образом, технология НТС с ТДА является оптимальной для подготовки газа месторождений Крайнего Севера, на которых требуется одновременно обеспечить минимальные температуры НТС и отрицательную температуру подготовленного газа на выходе из установки НТС. Тогда как при проектировании обустройства остальных объектов целесообразно рассматривать альтернативные технологии с использованием дросселя, эжектора, установок генерации внешнего холода, устройств газодинамической сепарации (38-сепараторов) и др.
НТС с внешним холодильным циклом
В качестве хладагента используются пропан и смеси углеводородов. В отечественной практике пропановая холодильная установка (ПХУ) была внедрена на Оренбургском газоперерабатывающем заводе, она позволила проводить процесс сепарации газа на температурном уровне -30 °С [10]. Установки НТС с холодильным циклом позволяют продлить период работы УКПГ без ДКС и снизить энергетические затраты на компримирование газа на ДКС примерно на 50 % по сравнению с эжекторной или дроссельной технологиями. При этом резко сокращается количество газоперекачивающих агрегатов. Применение ПХУ потребует включения в схему НТС дожимного компрессора на газах концевой ступени дегазации конденсата.
Холодильная установка представляет собой самостоятельный технологический объект с собственной инфраструктурой, в частности с довольно сложной системой хранения хладагента, что требует значительного увеличения площади застройки завода. В целом технология НТС с ПХУ на температурном уровне до -30.. ..-25 °С может и должна рассматриваться как реальная альтернатива турбодетандерной или дроссельной (эжекторной) технологиям.
НТС с газодинамическим сепаратором
Устройства газодинамической сепарации, или 38-сепараторы, [11] пока не получили широкого распространения в практике подготовки газа, однако они обладают определенными достоинствами, которые позволяют им занять промежуточное положение между дросселем (эжектором) и ТДА. По простоте конструкции и энергетическим затратам на ДКС данное устройство близко к эжектору, а по выходу углеводородного конденсата - к ТДА.
№ 3 (23) / 2015
Применение абсорбционной технологии в промысловых условиях
Как отмечалось ранее, традиционные технологии НТС на температурном уровне сепарации около -30 °С характеризуются недостаточно глубоким извлечением этана, пропан-бутанов и даже углеводородов С5+В.
Первые попытки более глубокого извлечения ценных компонентов в составе продуктового нестабильного конденсата предпринимались в 80-90 годы прошлого века. Был разработан и внедрен на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ технологический процесс промысловой низкотемпературной абсорбции (ПНТА). Аналогичный процесс также реализовали на УКПГ-8В Уренгойского НГКМ [12]. Дополнительное извлечение углеводоро-
дов С3+В по технологии ПНТА осуществляется на традиционном уровне сепарации около -30 °С за счет абсорбции этих компонентов из газа низкотемпературной сепарации. В качестве абсорбента применяется дегазированный и охлажденный конденсат, выделенный на 1-й ступени сепарации (см. рис. 2). Извлечение углеводородов по технологии ПНТА на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ по сравнению с «классической» технологией НТС при идентичных термобарических параметрах работы возросло со 100 до 115 г/м3, при этом следует иметь в виду, что увеличение выхода товарного нестабильного конденсата происходило в основном за счет углеводородов С3-С4.
Технология ПНТА обладает следующими недостатками, которые не позволяют проводить дальнейшее тиражирование этой технологии на других объектах.
1. В верхней части абсорбера происходит контакт товарного газа с абсорбентом, в составе которого содержатся тяжелые углеводороды С10-С20. Контакт происходит при температурах -30 °С и ниже, вследствие чего существует прямая опасность замерзания и отложения тугоплавких парафинов внутри абсорбера (данные явления имели место на УКПГ-1В). Кроме того, существенное негативное влияние оказывает даже небольшой капельный унос «тяжелого» абсорбента на точку росы товарного газа по углеводородам. Данные особенности процесса не позволяют проводить подготовку газа и извлечение конденсата при температурах -33.-30 °С.
2. Технология ПНТА применима только в том случае, если товарным продуктом УКПГ является нестабильный газовый конденсат.
VGN-3-23-2015-v24.indd 105
21.08.2015 9:59:40
106
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
3. Отсутствуют возможности регулирования количества и компонентного состава абсорбента. В частности, в процессе разработки месторождения количество абсорбента значительно снижается.
Полноценный классический процесс низкотемпературной абсорбции реализован на Орен-бурском газоперерабатывающем заводе [10]. Несмотря на имеющиеся серьезные недостатки, процесс ПНТА может быть усовершенствован в части организации циркуляционных потоков абсорбента с целью регулирования его количества и компонентного состава.
Применение процесса ректификации в промысловых условиях
Наиболее радикальным способом углубленного извлечения конденсата является реализация процесса НТС на температурном уровне -55.. .-50 °С. Реализация НТС на более низком температурном уровне нецелесообразна в промысловых условиях, так как не только усложняется технология, но также возникает необходимость применения высоколегированных сталей, что резко удорожает УКПГ. Кроме того, на данном температурном уровне в промысловых условиях происходит интенсивная конденсация нецелевого компонента - метана, который выделяется при дегазации и фактически превращается в «паразитный» поток.
Проведение процесса при столь низких температурах требует включения в технологическую схему УКПГ ректификационной колонны. Технологические схемы, содержащие в себе ректификационную колонну, интегрированную в общую схему подготовки газа, получили название низкотемпературной сепарации и ректификации (НТСР) [13, 14]. Разнообразие технологий НТСР [15, 16] связано с особенностями состава месторождения и требованиями к жидкой продукции. По данной технологии можно получать нестабильный, деэтанизированный или стабильный конденсаты. Технология НТСР на указанном температурном уровне позволяет извлекать в продуктовый нестабильный конденсат 98.99 % углеводородов С5+В, 60.70 % пропан-бутанов и 20.25 % этана от их содержания в сырьевом потоке. Изначально она разработана для извлечения на месторождениях Надым-Пур-Тазовской нефтегазовой области углеводородного конденсата, подлежащего переработке на действующем заводе деэтанизации и строящемся в Новом Уренгое газохимическом комплексе.
Один из вариантов технологии НТСР с получением товарного нестабильного конденсата приведен на рис. 4, он реализован в проекте обустройства валанжинских залежей Заполярного НГКМ [15]. В технологии НТСР в качестве питания ректификационной колонны используется нестабильный конденсат 1-й ступени сепарации, а в качестве орошающего потока -конденсат, выделенный на последующих ступенях сепарации. В орошении колонны практически не содержатся «тяжелые» углеводороды.
Таким образом, технология НТСР является перспективной применительно к решению задачи углубленного извлечения ценных углеводородов на газоконденсатных месторождениях ПАО «Газпром».
Криогенные технологии
Низкотемпературные процессы извлече-
ния углеводородов на температурном уровне -100.-90 °С и ниже используются только в заводских условиях, например на Астраханском газоперерабатывающем и Оренбургском гелиевом заводах, которые расположены в непосредственной близости от промысловых УКПГ. Эти примеры показывают, что промысловая низкотемпературная сепарация газа, совмещенная с заводской переработкой в рамках одного промыслового объекта, может успешно работать, обеспечивая максимально высокий выход жидкой товарной продукции и соблюдение требований к качеству товарного газа по температурам точек росы с большим запасом.
Достижение низких температур обеспечивается применением турбохолодильной техники или холодильных циклов [17-20]. Такие схемы позволяют практически полностью извлекать С5+В, бутаны в количестве 99, 95 % пропана и 60.80 % этана [17, 19]. Единым для всех схем такого типа является ступенчатое охлаждение газа с последующим разделением газожидкостного потока в низкотемпературной зоне. Разделение охлажденной газожидкостной смеси на газ деэтанизации и широкую фракцию углеводородов (ШФЛУ) осуществляется в ректификационной колонне.
Иная картина наблюдается на отдаленных месторождениях Крайнего Севера и полуострова Ямал, где отсутствуют потребители эта-новой фракции, а ее транспорт с УКПГ на дальние расстояния требует самостоятельной сети этанопроводов. Здесь целесообразно на промыслах максимально полно извлекать конди-
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 106
21.08.2015 9:59:40
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
107
Товарный газ
Рис. 4. Принципиальная технологическая схема НТСР:
Р-1, Р-2, Р-3 - разделители; ВХ-1, ВХ-2 - воздушные холодильники; К-1 - колонна ректификации; КУ-1 - компрессорная установка; П-1 - печь подогрева конденсата; ВМР - водно-метанольный раствор
ционный стабильный конденсат, а этан, пропан и бутаны оставлять в газе, подлежащем дальнему транспорту по МГ. Для квалифицированного и максимально полного извлечения стабильного конденсата применима одна из модификаций технологии НТСР на температурном уровне сепарации -45...-40 °С [13].
***
По проведенному анализу низкотемпературных технологий промысловой подготовки газа можно сделать следующие выводы.
1. Актуальной задачей на действующих газоконденсатных промыслах является снижение содержания С3+В или С5+В в подготовленном газе и увеличение выхода товарного углеводородного конденсата.
2. Доминирующим процессом подготовки газа на газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера служит низкотемпературная сепарация с турбодетандерными агрегатами. Однако данная технология обладает не только важными преимуществами, но и рядом серьезных недостатков.
№ 3 (23) / 2015
3. При проектировании УКПГ на новых объектах подготовки конденсатсодержащих газов рекомендуется наряду с технологией НТС с ТДА рассматривать технологии НТС с пропановыми холодильными установками, а в некоторых случаях - НТС с использованием дроссельного устройства или устройств газодинамической сепарации. Выбор того или иного варианта технологии при проектировании обустройства газоконденсатного месторождения обусловлен составом пластового газа, а также технико-экономическими, логистическими и многими другими факторами.
4. Развитие промысловых технологий обработки углеводородного сырья должно идти по пути дальнейшего снижения содержания С3+В или С5+В в подготовленном газе и увеличения извлечения жидких углеводородов за счет применения усовершенствованных абсорбционных процессов и технологии с использованием ректификации.
VGN-3-23-2015-v24.indd 107
21.08.2015 9:59:40
108
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Список литературы
1. Ходанович И.Е. Тепловые режимы магистральных газопроводов / И.Е. Ходанович, Б.Л. Кривошеин, Р.Н. Бикчентай. - М.: Недра, 1971. - 216 с.
2. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов. -Ч. I / В.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром,
1999. - 76 с.
3. Бекиров Т.М. Сбор и подготовка к транспорту природных газов / Т.М. Бекиров,
A. Т. Шаталов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.
4. Касперович А.Г. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений: учебн. пособ. / А.Г. Касперович, Р.З. Магарил. - М.: КДУ, 2008. - 412 с.
5. 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 и др. // Газовая промышленность. - 2013. - № 4. - С. 31-34.
6. Ланчаков Г.А. Повышение эффективности добычи и подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского комплекса /
Г.А. Ланчаков, В. А. Ставицкий, Н. А. Цветков и др. // Актуальные вопросы и научнотехнические решения по технике и технологии добычи, извлечения и подготовки углеводородного сырья к транспорту на газоконденсатных месторождениях: материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» НТС ПАО «Газпром». - М.:
ИРЦ Газпром, 2006. - С. 43-47.
7. Истомин В. А. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ. -Ч. II: Анализ эффективности различных вариантов нетрадиционного использования летучего ингибитора гидратов - метанола /
B. А. Истомин, А.Г. Бурмистров, В.П. Лакеев и др. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 1991. -157 с.
8. Кубанов А.Н. Применение турбохолодильной техники на УКПГ: компрессор-детандер или детандер-компрессор / А. Н. Кубанов,
А.В. Козлов, А.В. Прокопов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2011. -№ 3. - С. 55-62.
9. Кубанов А.Н. Технологический анализ работы турбохолодильной техники на начальном этапе эксплуатации УКПГ-2В Бованенковского НГКМ / А.Н. Кубанов, М.А. Воронцов,
Д.М. Федулов и др. // Вести газовой науки: Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 4 (15). - С. 84-89.
10. Бекиров Т. М. Технология обработки газа
и конденсата / Т.М. Бекиров, ГА. Ланчаков. -М.: Недра, 1999. - 596 с.
11. Андреев О.П. Технологические схемы УКПГ на основе 3Б-технологии для северных нефтегазоконденсатных месторождений /
O. П . Андреев, Р. М. Минигулов,
P. В. Корытников и др. // Наука и техника
в газовой промышленности. - 2009. - № 2. -
С. 4-10.
12. Бекиров Т. М. Анализ работы опытной установки промысловой низкотемпературной абсорбции / Т.М. Бекиров, Е.Н. Туревский,
B. В. Брагин и др. - М., 1995. - 39 с.
13. 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. -
C. 54-60.
14. Кубанов А.Н. Интенсификация промысловой низкотемпературной обработки природных газов на северных месторождениях: дис. ... канд. техн. наук / А.Н. Кубанов. - М., 1998.
15. Пат. 2476789 РФ / Приоритет 24.08.2011 г.
16. Пат. 2124682 РФ / Приоритет 02.11.1995 г.
17. Юшина В.С. Современное состояние технологии выделения легких углеводородов / В. С. Юшина, Е. Н. Туревский, Л. В. Грипас
и др. - М.: ИРЦ Газпром, 1994. - 87 с.
18. Берлин М.А. Квалифицированная первичная переработка нефтяных и природных углеводородных газов / М. А. Берлин,
В.Г. Гореченков, В.П. Капралов. - Краснодар: Советская Кубань, 2012. - 520 с.
19. Пат. 2382301 РФ / Приоритет 20.10.2008 г.
20. Пат. 2382302 РФ / Приоритет 20.10.2008 г.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 108
21.08.2015 9:59:40
