CC BY
44МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧЕЙ НА ПРИМЕРЕ ЗАПАДНО-ТАРКОСАЛИНСКОГО ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА
УДК 622.279.8
Я.К. Дробин, ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (Ноябрьск, РФ), yan777drobin@gmail.com
Статья посвящена модернизации Западно-Таркосалинского газового промысла, включающей разработку и внедрение новой, безопасной и экономически эффективной схемы подготовки природного газа для обеспечения необходимой температуры точки росы газа по влаге. Разработанное специалистами ООО «Газпром добыча Ноябрьск» предложение по модернизации системы подготовки природного газа основано на изменении схемы работы цеха осушки газа и переобвязке действующего оборудования. Предлагается использование простаивающих мощностей резервных технологических ниток с переходом на схему последовательной двухступенчатой абсорбции «сепаратор - абсорбер - абсорбер».
Смена процесса одноступенчатой осушки газа («сепаратор - абсорбер») на двухступенчатую («сепаратор - абсорбер - абсорбер») позволит дополнительно снизить приведенную температуру точки росы подготавливаемого газа на 4,27 °С, а также регулировать расход триэтиленгликоля и сократить потери абсорбента при уносе.
Выполнены следующие этапы работ: проанализирована зависимость воздействия технологических параметров и внешних факторов на температуру точки росы газа по влаге за двухлетний период эксплуатации Западно-Таркосалинского газового промысла; разработана новая схема системы подготовки сырого газа; рассчитана температура точки росы газа по влаге при двухступенчатой осушке газа по схеме «сепаратор - абсорбер - абсорбер»; произведен сравнительный анализ температуры точки росы газа по влаге до и после модернизации. Результаты исследования могут найти широкое применение на месторождениях с падающей добычей.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ТЕМПЕРАТУРА ТОЧКИ РОСЫ, АБСОРБЦИЯ, ОСУШКА, ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ГАЗА, ЗАПАДНО-ТАРКОСАЛИНСКИЙ ГАЗОВЫЙ ПРОМЫСЕЛ, ТЕМПЕРАТУРА КОНТАКТА, МОДЕРНИЗАЦИЯ, СИСТЕМА ПОДГОТОВКИ ГАЗА.
В настоящее время ряд месторождений Крайнего Севера находится на стадии падающей добычи. В связи с истощением залежей промыслы сталкиваются с такой проблемой, как низкое пластовое давление, следствием чего являются обводненный фонд скважин, увеличение выноса механических примесей и содержащихся в воде солей, высокая температура газа после его компримирования, избыточное содержание влаги и наличие частиц компрессорного масла в товарном газе. Кроме того, при низком пластовом давлении газа в залежи на промыслах необходимо строительство дополнительных мощностей дожимных
Температура контакта, "С Contact temperature, "С
Рис. 1. Зависимость ТТР газа по влаге и концентрации ТЭГ при нормальных условиях от температуры контакта [3]
Fig. 1. Dependence of the water dew-point temperature of gas and the triethylene glycol concentration under normal conditions on the contact temperature [3]
Drobin Ya.K., Gazprom dobycha Noyabrsk LLC (Noyabrsk, Russian Federation), yan777drobin@gmail.com
Improvement of the natural gas purification system at fields with declining production on the example of the Zapadno-Tarkosalinsky gas field
The article considers the modernization of the Zapadno-Tarkosalinsky gas field, the development and implementation of a new, safe and cost-effective scheme for the natural gas conditioning to ensure the required temperature of the water dew-point temperature of gas.
The proposal developed by the specialists of Gazprom dobycha Noyabrsk LLC for improvement of the natural gas purification system is based on change of the operation of the gas drying department and re-piping of the existing equipment. It is proposed to use idle capacities of backup technological lines with the transition to the sequential two-step absorption scheme "separator - absorber - absorber".
The change of the process of single-stage gas drying ("separator - absorber") to the two-stage one ("separator - absorber -absorber") will further decrease the reduced dew-point temperature of the purifying gas by 4.27 ° C, as well as adjust the consumption of triethylene glycol and reduce the loss of absorbent during entrainment.
The following work stages is completed: the dependence of the effect of technological parameters and external factors on the water dew-point temperature of gas for the two-year period of operation of the Zapadno-Tarkosalinsky gas field is analyzed; the new purification system of raw gas is developed; the water dew-point temperature of gas is calculated with two-stage gas drying according to the "separator - absorber - absorber" scheme; the comparative analysis of the water dew-point temperature of gas before and after improvement is carried out. The results of the study can be widely used at the fields with declining production.
KEYWORDS: DEW-POINT TEMPERATURE, ABSORPTION, DRYING, GAS QUALITY IMPROVEMENT, ZAPADNO-TARKOSALINSKY GAS FIELD, CONTACT TEMPERATURE, IMPROVEMENT, GAS PURIFICATION SYSTEM.
компрессорных станций. Газоперекачивающие агрегаты повышают температуру газа, особенно в летний период, в результате чего получается «перегретый» газ, процесс подготовки которого является более трудным [1]. Перечисленные факторы негативно влияют на процесс осушки и качество товарного газа.
Основной технологический параметр товарного газа - температура точки росы (ТТР) газа по влаге. Учитывая вышеописанные обстоятельства, можно сделать вывод о том, что сейчас актуален вопрос соответствия ТТР СТО Газпром 089-2010 [2] в сложных условиях эксплуатации, особенно в период летних пиковых температур.
В ходе эксплуатации месторождения изменяются входные давление и температура газа перед установкой комплексной подготовки газа (УКПГ). Это приводит к необходимости изменения технологии процесса осушки. Один из вариантов достижения поставленной цели - модернизация и усовершенствование существующего оборудования.
а) a)
У и
II
та та
S" S
Рис. 2. Среднесуточная температура газа, абсорбента и наружного воздуха: а) 2017 г.; б) 2018 г.
Fig. 2. Average daily temperature of gas, absorbent, and outside air: a) 2017; b) 2018
а) a)
Кран № 15.2 Valve No. 15.2
Кран № 16.2 Valve No. 16.2
Кран № 17.2 Valve No. 17.2
- Сырой газ от ЗПА Raw gas from switching valve building
Кран № 16.1 5Q. Valve No. 16.1
Осушенный газ на ПИР Dry gas to discharge measurement station
С-1
urn
6) b)
Кран № 17.1 Valve No. 17.1
ii —► Осушенный газ на ПИР Кран № 15.1 Dry gas to discharge
Valve No. 15.1 measurement station
М- Сырой газ от ЗПА
Raw gas from switching valve building
Кран № 15.2 Valve No. 15.2
Кран № 16.2 Valve No. 16.2 * I
Кран № 17.2 Valve No. 17.2 * I
А Кран № 16.1 бис 1 Valve No. 16.1 bis|.
Кран № 16.1 Valve No. 16.1
Кран № 17.1 Valve No. 17.1
Осушенный газ на ПИР Dry gas to discharge measurement station
А-1
С-1 S-1
Кран № 15.1 Valve No. 15.1
- Сырой газ от ЗПА Raw gas from switching valve building
Рис. 3. Цех осушки газа: а) текущая схема; б) модернизированная схема Fig. 3. Gas drying department: a) current scheme; b) improved scheme
МОДЕРНИЗАЦИЯ ЦЕХА ОСУШКИ ГАЗА
Главной целью модернизации системы подготовки Западно-Тар-косалинского газового промысла стало повышение качества осушенного товарного газа за счет понижения ТТР газа по влаге в пе -риод летних пиковых температур.
Основное влияние на качество осушки природного газа оказывают два параметра: температура контакта газа с абсорбентом и концентрация гликоля (рис. 1). На них, в свою очередь, влияют следующие подпараметры: температура газа и абсорбента, соотношение количества абсорбируемого вещества и гликоля, время массообменного контакта,
температура наружного воздуха и др. Регулируя перечисленные параметры, можно улучшить процесс подготовки сырого газа к транспорту.
На первый взгляд, наиболее эффективным методом достижения поставленной цели является понижение температуры компримированного газа, но на практике использование этого метода не всегда экономически обоснованно.
Проблема охлаждения компримированного газа аппаратами воздушного охлаждения (АВО) в период пиковых температур до сих пор не решена, так как АВО охлаждают газ атмосферным воздухом. Таким образом, эффект
охлаждения напрямую зависит от температуры наружного воздуха (Т ), причем Т оказывает воз-
4 нв' ~ нв
действие на температуру гликоля после его регенерации. Температура абсорбента может достигать 50 °С в период летних пиковых температур. Данный эффект обусловлен высокой температурой газа при массообмене, а также высокой Т .
нв
На рис.2 представлены гистограммы, показывающие зависимость среднесуточных температур газа Т и абсорбента Т от Т
г ~ тэг нв
на Западно-Таркосалинском газовом промысле в 2017 и 2018 гг. Гистограммы подтверждают вышеописанную теорию.
С учетом вышеописанных задач работниками Западно-Тар-косалинского газового промысла разработано предложение по модернизации и улучшению системы подготовки газа.
Основная идея изменения существующей схемы (рис. 3а, здесь: ЗПА - здание переключающей арматуры; ПИР - пункт измерения расхода) заключается в переобвязке технологических ниток цеха осушки газа (ЦОГ) с переходом на схему последовательной двухступенчатой осушки газа «сепаратор - абсорбер - абсорбер», указанной на рис. 3б.
В ходе модернизации предлагается использование простаивающих мощностей резервных технологических ниток ЦОГ. Данный цех оборудован шестью абсорберами, установленными параллельно, производительностью 450 000 м3/сут каждый [3-5]. План добычи Западно-Таркосалинско-го газового промысла полностью обеспечивается двумя технологическими нитками, поэтому предлагается изменение схемы осушки в виде объединения шести параллельных ниток в три параллельно-последовательные.
Данное технологическое решение позволит улучшить качество осушки за счет увеличения времени контакта газа с абсорбентом, тем самым повышая глубину аб-
Сравнительная характеристика ТТР газа по влаге до модернизации и после
Comparative characteristics of the dew-point temperature of gas before and after improvement
Текущая схема Current scheme Модернизированная схема Improved scheme
Параметр Parameter Расчетные данные Calculated data Фактические данные Actual data Расчетные данные Calculated data
Температура, °С Temperature, °C 26,02 26,02 25,99
Давление, МПа Pressure, MPa 6,39 6,39 6,38
Общая подача ТЭГ в ЦОГ, т/ч Total supply of triethylene glycol to the gas drying department 10,73 10,73 10,73
Средняя удельная подача ТЭГ по абсорберам, кг/тыс. м3 Average specific triethylene glycol supply by absorbers, kg/thousand m3 14,4 14,4 7,2
Приведенная ТТР, °С Reduced dew-point temperature, °С -15,87 -15,74 -20,14
Химический состав Chemical composition
H2O, мол. доля H2O, mole fraction 0,0064 н.д. 0,0046
ТЭГ, мол. доля Triethylene glycol, mole fraction 0,0004 н.д. 0,0004
H2, мол. доля H2, mole fraction 0,0010 0,0010 0,0010
О2, мол. доля О2, mole fraction 0,0050 0,0050 0,0050
He, мол. доля He, mole fraction 0,0143 0,0143 0,0143
CO2, мол. доля CO2, mole fraction 0,1169 0,1170 0,1169
N2, мол. доля N2, mole fraction 0,9598 0,9600 0,9598
Метан, мол. доля Methane, mole fraction 96,4664 96,4900 96,4681
Этан, мол. доля Ethane, mole fraction 1,2597 1,2600 0,5899
Пропан, мол. доля Propane, mole fraction 0,5899 0,5900 0,5899
Изобутан, мол. доля i-Butane, mole fraction 0,1900 0,1900 0,1900
н-Бутан, мол. доля n-Butane, mole fraction 0,1800 0,1800 0,1800
Изопентан, мол. доля i-Pentane, mole fraction 0,0730 0,0730 0,0730
н-Пентан, мол. доля n-Pentaine, mole fraction 0,0474 0,0474 0,0474
н-Гексан, мол. доля n-Hexane, mole fraction 0,0900 0,0900 0,0900
газовая промышленность добыча газа и газового конденсата
№ 10 | 775 | 2018 г.
сорбции. Кроме того, при более высокой скорости прохождения газа через массообменные секции (сейчас газ проходит через три параллельных абсорбера из-за уноса гликоля на больших скоростях) возможно дополнительное поднятие абсорбента за счет увеличения расхода газа в аппарате. Унесенные из первого абсорбера частицы гликоля будут доловлены с помощью фильтр-патронов второго абсорбера, также возможна регулировка уноса дорогостоящего гликоля путем снижения его подачи на второй аппарат.
В таблице представлена сравнительная характеристика ТТР газа по влаге до модернизации и после.
Расчеты выполнены в программе комплексного моделирования технологических процессов промысловой подготовки, перера-
ботки и транспорта природного и попутного газа, газового конденсата и нефти GIBBS [6].
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ
Полученные в GIBBS расчетные параметры доказывают эффективность предложенной схемы модернизации.
Для действующей схемы эксплуатации (три абсорбера в работе) в аппараты подавалось 10,73 т/ч регенерированного триэтиленгликоля (ТЭГ), фактическое значение приведенной ТТР осушенного газа достигало -15,74 °С. Расчетное значение приведенной ТТР составляет -15,87 °С. Средняя удельная подача гликоля 14,4 кг/тыс. м3.
Расхождение между расчетной ТТР и ее фактическим значением не превышает 0,13 °С, что свидетельствует о достоверности со-
ставленной расчетной компьютерной модели.
При двухступенчатой схеме эксплуатации (шесть абсорберов в работе, 3 * 2) расчетное значение приведенной ТТР составило -20,14 °С. Средняя удельная подача гликоля по аппаратам -7,2 кг/тыс. м3.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Внедрение двухступенчатой схемы эксплуатации абсорбционного оборудования цеха осушки газа УКПГ Западно-Таркосалинского газового промысла при схожих исходных параметрах приведет к увеличению времени контакта между осушаемым газом и абсорбентом за счет увеличения площади массообмена в два раза, что позволит дополнительно снизить приведенную ТТР подготавливаемого газа на 4,27 °С. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. 55 лет ДОАО «ЦКБН» ОАО «Газпром» / под ред. Г.К. Зиберта, Ю.А. Кащицкого, И.К. Глушко и др. М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. 350 с.
2. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011. 12 с.
3. Карнаухов М.Л., Кобычев В.Ф. Справочник мастера по подготовке газа. М.: Инфра-Инженерия, 2009. 256 с.
4. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. М.: Недра, 2000. 677 с.
5. Технологический регламент по эксплуатации Западно-Таркосалинского месторождения. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2010. 230 с.
6. GIBBS. Описание [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.gibbsim.ru/node/14 (дата обращения: 28.09.2018).
REFERENCES
1. 55 Years of Central Design Bureau of Oil Equipment SOJSC of Gazprom OJSC. Edited by G.K. Zybert, Yu.A. Kashitsky, I.K. Glushko, et al. Moscow, Nedra-Biznestsentr, 2006, 350 p. (In Russian)
2. Company Standard STO Gazprom 089-2010. Natural Gas, Supplied and Transported through Main Gas Pipelines. Technical Conditions. Moscow, Gazprom OJSC, 2011, 12 p. (In Russian)
3. Karnaukhov M.L., Kobychev V.F. Handbook of the Master of Gas Treatment. Moscow, Infra-Inzheneriya, 2009, 256 p. (In Russian)
4. Skoblo A.I., Molokanov Yu.K., Vladimirov A.I., Shchelkunov V.A. Processes and Equipment of Oil and Gas Processing and Petrochemistry. Moscow, Nedra, 2000, 677 p. (In Russian)
5. Technological Regulations for the Operation of the Zapadno-Tarkosalinskoe Field. Tyumen: TyumenNIIgiprogaz, 2010, 230 p. (In Russian)
6. GIBBS. Description [Electronic source]. Access mode: http://www.gibbsim.ru/node/14 (access date: 28.09.2018). (In Russian)
