CC BY
99
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
АБСОРБЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
1 2 3
Ишмурзин А.А. , Мияссаров Р.Ф. , Махмутов Р.А.
1Ишмурзин Абубакир Ахмадуллович - профессор, доктор технических наук;
2Мияссаров Руслан Фарисович - аспирант, кафедра технологических машин и оборудования;
3Махмутов Рустам Афраильевич - кандидат технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, инженер по ремонту 1 категории, ООО «Газпром добыча Ямбург», г. Уфа
Аннотация: природный газ (ПГ), добываемый из недр Земли, представляют собой смесь углеводородов метанового ряда: этана, пропана, бутана и др. Находясь в продуктивных пластах газовых месторождений, в зависимости от глубины залегания и термобарических условий, имеет различный компонентный состав. Как правило, с увеличением глубины залегания пластов в газе возрастает содержание конденсата, т. е. тяжелых углеводородов от пентана и выше, которые в пластовых условиях чаще находятся в паровой фазе, но при снижении давления в потоке добываемого газа в скважине, а позднее и в пласте, испытывают обратную (ретроградную) конденсацию.
Ключевые слова: низкотемпературная абсорбция, сепаратор, снижение температуры, газоконденсатные месторождения.
Перед подачей в магистральные трубопроводы газ необходимо подготовить. 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. Достижение в промысловых условиях требований к точке росы газа по углеводородам сопоставляют с задачей углубленного извлечения углеводородов С5+В или С3+В в составе товарного конденсата УКПГ.
Промысловая обработка природных газов газоконденсатных месторождений базируется на технологии низкотемпературной сепарации (НТС). Низкотемпературной сепарацией называют процесс извлечения жидких углеводородов из потока газа путем снижения температуры с последующим разделением газовой и жидкой фаз.
На данный момент использование НТС характеризуется недостаточно полным извлечением тяжелых углеводородов. В связи с этим для повышения степени извлечения тяжелых углеводородов из газа применяют абсорбционную технологию подготовки газоконденсатных месторождений.
В последние годы в целях повышения степени извлечения тяжелых углеводородов из газа абсорбцию проводят при пониженных температурах. Снижение температуры и повышение давления в абсорбционных аппаратах установок низкотемпературной абсорбции (НТА) позволяют использовать низкомолекулярные абсорбенты и обеспечить реализацию процесса при более низком удельном расходе абсорбента.
Принципиальное отличие установок НТА от установок масляной абсорбции состоит в аппаратурном оформлении процесса: до абсорбера необходим сепаратор, в котором конденсируется и отделяется большее количество сжиженных углеводородов. Это позволяет снизить нагрузку абсорбера и углубить извлечение остающихся в газе углеводородов С3+... С5+ в самом абсорбере [2].
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. Был разработан и внедрен на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ технологический процесс промысловой низкотемпературной абсорбции (ПНТА) [3]. Дополнительное извлечение углеводородов С3+В по технологии ПНТА осуществляется на традиционном уровне сепарации около -30°С за счет абсорбции этих компонентов из газа низкотемпературной сепарации.
Рис. 1. Технологическая схема УКПГ1В Ямбургского ГКМ (валанжинская залежь): С-1. С-3 — сепараторы; Т-1 — теплообменник; Р-1, Р-2 — разделители; А-1, А-2 — абсорберы;
ЗПА — здание переключающей арматуры; РД—регулируемое дросселирующее устройство;
АВО-1 - аппарат воздушного охлаждения; Н - насос
В качестве абсорбента применяется дегазированный и охлажденный конденсат, выделенный на 1-й ступени сепарации, рисунок 1. 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 [1]. Технология ПНТА обладает следующими недостатками: существенное даже небольшой капельный унос «тяжелого» абсорбента оказывает негативное влияние на точку росы товарного газа по углеводородам. Данные особенности процесса не позволяют проводить подготовку газа и извлечение конденсата при температурах -33.. .-30 °С.
Список литературы
1. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. Москва. Недра, 1999. 595 с.
2. Берлин М.А, Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных и природных газов. М.: Химия. 472 с.
3. Ишмурзин А.А., Мияссаров Р.Ф., Махмутов Р.А. Низкотемпературная сепарация природного газа для извлечения целевых компонентов // Молодой ученый, 2017. № 7. C. 69-72.
4. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Первичная переработка углеводородных газов. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2004. 246 с.
5. Мияссаров Р.Ф., Ишмурзин А.А., Махмутов Р.А. Оборудование низкотемпературной подготовки природного газа газоконденсатных месторождений // Технологии нефти и газа, 2017. № 3. С. 57-61.
6. Прокопов А.В., Кубанов А.Н., Истомин В.А., Федулов Д.М., Цацулина Т.С. «Современное состояние технологий промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений» // Научно-технический сборник. Вести газовой науки, 2015. № 3. С. 100-108.
ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЦЕЛЕВЫХ КОМПОНЕНТОВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
1 2 3
Ишмурзин А.А. , Мияссаров Р.Ф. , Махмутов Р.А.
1 Ишмурзин Абубакир Ахмадуллович - профессор, доктор технических наук;
2Мияссаров Руслан Фарисович - аспирант, кафедра технологических машин и оборудования;
Махмутов Рустам Афраильевич - кандидат технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, инженер по ремонту 1 категории, ООО «Газпром добыча Ямбург», г. Уфа
Аннотация: выделяемые из газа углеводороды являются ценным сырьем для производства различных химических продуктов. Поэтому все нефтегазодобывающие страны уделяют большое внимание рациональному использованию этих углеводородов.
Ключевые слова: газовый конденсат, попутный газ, газовые месторождения.
Находясь в продуктивных пластах газовых месторождений, в зависимости от глубины залегания и термобарических условий, природный газ имеет различный компонентный состав. Как правило, с увеличением глубины залегания пластов в газе возрастает содержание конденсата, т.е. тяжелых углеводородов от пентана и выше, которые в пластовых условиях чаще находятся в паровой фазе, но при снижении давления в потоке добываемого газа в скважине, а позднее и в пласте, испытывают обратную (ретроградную) конденсацию.
Углеводороды С5+В, не сконденсировавшиеся на установке низкотемпературной сепарации (НТС), остаются в товарном газе, поступающем в магистральный газопровод. По экспериментальным и расчетным данным, содержание у/в С5+В в газах сепарации может варьироваться от 2 до 6 г/м3. Согласно СТО Газпром 3.1-2-004-2008, эти углеводороды относятся к прямым потерям газодобывающей организации [1]. Обеспечение минимального остаточного содержания С5+В в газе сепарации (то есть прямых потерь конденсата) является одной из основных задач при разработке технологических схем промысловой подготовки газа уже на стадии предпроектных работ [2, 4]. Степень извлечения у/в С5+В определяется как количество углеводородов С5+В, перешедших в жидкую фазу по отношению к содержанию их в сырье УКПГ. Она также характеризует эффективность технологической схемы НТС. Так, в [1] показано, что степень извлечения у/в С5+В для валанжинских залежей Заполярного месторождения с содержанием у/в С5+В в пластовом газе ~150 г/м3 находится в диапазоне 90... 98%.
При разработке перспективных прогнозов обеспечения углеводородным сырьем нефтехимической и химической промышленности следует учитывать необходимость решения следующих задач:
