CC BY
97ТРЕБОВАНИЯ К СЕПАРАЦИОННОМУ ОБОРУДОВАНИЮ УКПГ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
УДК 622.279.8
A.Н. Кубанов, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), A_Kubanov@vniigaz.gazprom.ru
B.А. Истомин, д.х.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», V_Istomin@vniigaz.gazprom.ru Д.М. Федулов, к.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
И.И. Исмагилов, ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ), Ismagilov.II@nadym-dobycha.gazprom.ru Б.Т. Ткешелиадзе, ООО «Газпром добыча Надым», Tkbeka@nadym-dobycha.gazprom.ru А.В. Сокерин, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» В Г. Ухта (Ухта, РФ), a.sokerin@sng.gazprom.ru Д.Н. Снежко, К.Т.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», D_Snezhko@vniigaz.gazprom.ru
Качество подготовки газа на промысловых установках низкотемпературной сепарации зависит от ряда параметров, включая эффективность сепарационного оборудования. Проведен анализ влияния капельного уноса с концевой степени сепарации на показатели температур точек росы товарного газа. Показано, что эффективность концевой ступени сепарации оказывается существенным фактором при промысловой подготовке природных газов с малым конденсатным фактором, в частности на аптских и других верхних продуктивных горизонтах месторождений п-ова Ямал.
Отмечено, что имеющиеся жесткие требования к сепарационной технике для газов рассматриваемых залежей оказываются практически невыполнимыми, при этом они фактически являются избыточными. Обоснованы технологически приемлемые и выполнимые требования, которые обеспечивают требуемые значения показателей температур точек росы товарного газа сепарации по водной и углеводородной фазам.
Выполнен анализ действующих требований к эффективности технологии сепарации применительно к Бованенковскому нефтегазоконденсатному месторождению, показаны недостатки при обосновании ряда показателей, в том числе по эффективности сепарации, нормы уноса и значений гидравлического сопротивления. Приведены конструкции газосепараторов, применяемых на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении, обсуждено пять вариантов компоновки внутренних устройств низкотемпературного сепаратора, которые были испытаны на технологической линии ГП-2. Рассмотрены инструментальные измерения капельных уносов, показана взаимосвязь уносов с требованиями к точке росы по углеводородам и отмечено, что снижение уносов может быть достигнуто за счет увеличения допустимых потерь давления в сепараторе; при этом возможно существенное улучшение качества подготовки газа. На основе проведенного анализа разработаны рекомендации и требования по эффективности сепарации газа на месторождениях с низким конденсатным фактором.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ГАЗА, НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ СЕПАРАЦИЯ, УНОС ЖИДКОСТИ ИЗ СЕПАРАТОРА, ТОЧКА РОСЫ ГАЗА ПО УГЛЕВОДОРОДАМ, ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ СЕПАРАТОРА.
Проведенное исследование посвящено анализу работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ). К товарному газу, транспортируемому по системе магистральных газопроводов (МГ) «Бованенково - Ухта», предъявляются строгие требования, определяемые нормами действу-
ющего СТО Газпром 089-2010 [1] и необходимостью транспортировки газа по МГ в однофазном состоянии. В связи с этим большой практический интерес представляет анализ влияния эффективности сепарации на показатели температур точек росы (ТТР) газа применительно к пластовым газам месторождений п-ова Ямал с низким содержанием конденсата.
На промысловых установках низкотемпературной подготовки газа требуемые показатели определяются термобарическими параметрами концевой низкотемпературной сепарации (НТС) и значениями уносов капельной жидкости с газами сепарации, причем не только на низкотемпературной, но и на предшеству -ющих стадиях сепарации. Для
Kubanov A.N., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation),
A_Kubanov@vniigaz.gazprom.ru
Istomin V.A., Doctor of Sciences (Chemistry), Professor, Gazprom VNIIGAZ LLC, V_Istomin@vniigaz.gazprom.ru Fedulov D.M., Candidate of Sciences (Chemistry), Gazprom VNIIGAZ LLC, D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru Ismagilov I.I., Gazprom dobycha Nadym LLC (Nadym, Russian Federation), Ismagilov.II@nadym-dobycha.gazprom.ru Tkesheliadze B.T., Gazprom dobycha Nadym LLC, Tkbeka@nadym-dobycha.gazprom.ru
Sokerin A.V., branch of Gazprom VNIIGAZ LLC in Ukhta (Ukhta, Russian Federation), a.sokerin@sng.gazprom.ru Snezhko D.N., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation),
D_Snezhko@vniigaz.gazprom.ru
Requirements for separation equipment of the gas treatment units at the fields of the Yamal Peninsula
The gas quality of gas treatment at low-temperature separation field facilities depends on a number of parameters, including the efficiency of separation equipment. The analysis of the effect of drip from the end stage of separation on the temperature of the dew points of commercial gas is presented. It is shown that the efficiency of the end stage of separation is a significant factor in the field preparation of natural gases with a small condensate factor, in particular in the Aptian and other upper productive horizons of the Yamal Peninsula fields.
It is noted that the existing strict requirements for separation equipment for the natural gases are practically impossible to realize, and they are actually excessive. Technologically acceptable and feasible requirements that provide the required values of the water and hydrocarbons dew points of commercial gas are substantiated.
The analysis of the current requirements for the efficiency of separation technology in relation to the Bovanenkovskoe oil and gas condensate field was carried out, the imperfections were shown in substantiating a number of indicators, including separation efficiency, entrainment rate and hydraulic resistance values. The designs of gas separators used at the Bovanenkovskoe oil and gas condensate field are presented and five ways of assembling the internal devices of the low-temperature separator that were tested on the GP-2 production line are discussed. Instrumental measurements of droplet entrainment are considered, the interconnection of entrainment with the requirements to the dew point for hydrocarbons is shown and it is noted that a decrease in entrainment can be achieved by increasing the allowable pressure loss in the separator; however, a significant improvement in the quality of gas treatment is possible. Based on the analysis, recommendations and requirements for gas separation efficiency at the fields with a low condensate ratio are developed.
KEYWORDS: QUALITY GAS INDICATORS, LOW TEMPERATURE SEPARATION, LIQUID ENTRAINMENT FROM SEPARATOR, HYDROCARBON DEW POINT, HYDRAULIC RESISTANCE OF SEPARATOR.
решения этих задач потребовалось создание нового поколения газосепараторов со значительно более высокой эффективностью сепарации.
АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТРЕБОВАНИЙ К ЭФФЕКТИВНОСТИ СЕПАРАЦИИ
Требования к допустимому уносу капельной жидкости из концевого низкотемпературного сепаратора применительно к УКПГ Бова-ненковского НГКМ обоснованы ООО «Газпром ВНИИГАЗ» более 20 лет назад на начальном этапе разработки технологии НТС применительно к подготовке «тощего» аптского газа. Разработка технологической схемы и режимов работы УКПГ Бованенковско-го НГКМ происходила в период действия отраслевого стандарта
ОСТ 51.40-93 [2], регламентирующего показатели качества товарного газа, поставляемого в газотранспортную систему. В этом стандарте не регламентировалось, при каком давлении следует определять ТТР по углеводородам (ТТРУВ), но по умолчанию принималось давление газа на выходе из УКПГ. Определяющим фактором для обоснования ТТР было требование транспортировки газа по МГ в однофазном состоянии: ТТР газа сепарации должна быть ниже возможной температуры газа при его транспортировании с запасом >5 °С. Это требование оказалось более жестким,чем требования указанного отраслевого стандарта.
Газ в МГ в наиболее сложный летний период должен был направляться с температурой -7 °С, а в конце головного участка
(перед КС «Байдарацкая») расчетная температура газа могла снизиться до -18 °С. Следует иметь в виду, что тогда рассматривался традиционный вариант транспорта газа по МГ при начальном давле -нии 7,5 МПа, при этом расчетное давление в конце головного участка МГ составляло 5,3 МПа. Было предложено проводить процесс НТС под давлением 6,3 МПа с допустимым уносом в низкотемпературном сепараторе <2 мг/м3 [3]. Унос из первичного и промежуточного сепараторов принимался равным 20 мг/м3 - значение, которое в те годы фигурировало в опросных листах на проектирование сепараторов, а также в паспортных данных на эти аппараты.
Столь низкое значение предельно допустимого уноса в низкотемпературном сепараторе было
несколько неожиданным и объяснялось специфически большим влиянием уносимой жидкости на ТТРУВ. Вместе с тем проектировщик сепарационного оборудования (АО «ЦКБН») заявлял о возможности создания сепарационного оборудования с такой эффективностью (2 мг/м3), что послужило существенным аргументом в пользу реализации технологии НТС, а не адсорбционного способа подготовки газа.
В настоящее время требования к ТТР транспортируемого газа по углеводородам (ТТРУВ) и водной фазе (ТТРВ) определяются отраслевым стандартом СТО Газпром 089-2010 [1]. В этом документе значительно усилены требования к ТТРУВ, поскольку значения этого показателя (-10 °C) должны выполняться в широком диапазоне давлений - от 2,5 до 7,5 МПа, т. е. включая низкие давления, характерные для газораспределительных сетей (особенность углеводородных газов состоит в том, что максимальные значения ТТРУВ приходятся на давление 1,52,5 МПа). Исходя из этих требова -ний, путем расчетного моделирования установки НТС могут быть определены проектные режимы работы УКПГ и соответствующие требования к оборудованию, включая газосепараторы.
В настоящее время концепция освоения месторождений п-ова Ямал предусматривает транспорт газа по МГ под давлением 11,8 МПа. В процессе техноло-го-математического моделирования системы УКПГ - МГ было обосновано более низкое давление НТС на уровне 5,3 МПа, а допустимый унос увеличен до 5 мг/м3. При этом проектное тре -бование по допустимому уносу жидкости с газом промежуточной сепарации составило 15 мг/м3, а к фильтр-сепаратору первой ступени сепарации - 5 мг/м3.
В работе [4] показано, что требования СТО Газпром 089-2010 [1] к ТТРУВ на Бованенковском НГКМ не выполнимы в полном объеме
(это касается ТТРУВ при низком давлении 2,5 МПа) даже при уносе жидкости из низкотемпературного сепаратора 5 мг/м3. Важно отметить, что этот стандарт не охва -тывает специфические параметры транспорта газа по МГ «Бованен-ково - Ухта» при давлениях газа в диапазоне 11,8-8,0 МПа. Таким образом,возникло противоречие между фактическими параметрами транспорта газа по МГ и требованиями к его кондиции по ТТРУВ, поэтому в [4] предложены концептуальные положения для разработки специальных технических условий применительно к рассматриваемому случаю.
В нормативных документах прямое указание на допустимый унос жидкости с газом сепарации приведено в СТО Газпром 2-2.1 588-2011 [5]. В указанном стандарте в качестве эффективности сепарации применен показатель - отношение содержания жидкости в газе сепарации (г/ст.м3) к содержанию жидкости во входном потоке (г/ст.м3), который для газовых сепараторов на установках подготовки газа к транспорту должен быть >98,5 %, а при содержании жидкости в га -зовом потоке, входящем в сепараторы, <200 мг/ст.м3. Содержание жидкости в выходящем из сепаратора газовом потоке не должно превышать 5 мг/ст.м3. Кроме того, величина потери давления газового потока (перепада давления) в газовых сепараторах при штатных условиях эксплуатации установок подготовки газа к транспорту не должна превышать 0,02 МПа.
Проведенный нами анализ показывает неполную обоснованность показателей, приведенных в СТО Газпром 2-2.1-588-2011 [5].
Во-первых, показатель эффективности сепарации в виде отношения содержания жидкости в газе сепарации (г/ст.м3) к содержанию жидкости во входном потоке (г/ст.м3) и, тем более, его регламентация значением >98,5 % являются не вполне логичными, так как при таком определении
эффективности сепарации унос жидкости с газом может варьироваться в широком диапазоне в за -висимости от жидкостной нагрузки по входному потоку. Например, если во входном потоке содержится жидкость в количестве 1 г/ст.м3 (такое содержание характерно для «тощих» газов аптской залежи Бованенковского НГКМ), то допускается унос 15 мг/ст.м3, а при содержании 50 г/ст.м3 (на УКПГ валанжинских и других залежей с большим конденсатным фактором) - 750 мг/ст.м3. Определение данного показателя сопряжено с измерением большого количества жидкости во входном, как правило трехфазном, потоке сепаратора, но выполнить это инструментальным способом и с достаточной точностью практически невозможно. Таким образом, данный показатель следует считать не вполне корректным в практическом отношении.
Во-вторых, при норме уноса 5 мг/ст.м3 данный стандарт распространяется на аппараты с крайне низкой нагрузкой по жидкости (<200 мг/м3). В реальной эксплуатации такие режимы работы сепараторов практически не встречаются.
В-третьих, регламентация гидравлического сопротивления значением <20 кПа фактически не обоснована и представляется дублированием традиционного требования, сложившегося применительно к подготовке «тощих» сеноманских газов. В процессе подготовки таких газов по способу гликолевой осушки не предусмотрено целенаправленное снижение располагаемого давления входного газа, поскольку оно определяется только гидравлическими потерями в трубах и аппаратах.
В-четвертых, на наш взгляд, не -правомочно распространять частный случай - требование к уносам для низкотемпературного сепаратора, которое сформировалось по отношению к одному объекту (УКПГ Бованенковского НГКМ), на
Сравнительные данные по составу и свойствам потоков на входе в низкотемпературные сепараторы Comparative data on the composition and properties of flows at the input to low-temperature separators
Параметр Parameter Заполярное НГКМ Zapolyarnoe oil and gas condensate field Бованенковское НГКМ Bovanenkovskoe oil and gas condensate field
Содержание углеводородов С5+В в сырье УКПГ, г/м3 Content of hydrocarbons С5В in raw materials of gas treatment unit, g/m3 144 2,0-2,4
Жидкостная нагрузка, г/м3, включая: Liquid load, g/m3, including: 68,5 0,98
по углеводородам by hydrocarbons 67,3 0,65
по ВМР by methanol-water solution 1,20 0,33
Свойства конденсатов Condensate properties
Молярная масса, кг/кмоль Molar mass, kg/kmol 38,4 86,9
Плотность при стандартных условиях, кг/м3 Density at standard conditions, kg/m3 560 784
Поверхностное натяжение, Н/м Surface tension, N/m 0,0069 0,0225
Вязкость динамическая, Па.с Dynamic viscosity, Pa.s 0,000140 0,000906
все сепараторы других объектов. Ссылаясь на этот стандарт, при проектировании обустройства месторождения генпроектиров-щик задает требования к уносу в 5 мг/м3 для всех сепараторов, несмотря на то что аппаратов с такой эффективностью на УКПГ газоконденсатных месторождений реально не существует. Более того, если применить данную норму при расчетном моделировании установок НТС, то процесс НТС можно будет проводить при относительно высокой температуре, в то время как она окажется недостаточной для работы с реальными уносами, и это может создать серьезные риски невыполнения требований к магистральному газу по ТТРУВ.
На наш взгляд, требования к эф -фективности сепарации должны формироваться на основе рас-четно-технологического анализа взаимосвязи параметров «унос - ТТРУВ».
ОСОБЕННОСТИ РАБОЧИХ СРЕД УКПГ АПТСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ
На УКПГ Бованенковского НГКМ штатные низкотемпературные сепараторы разных производителей
оказались не способными приблизиться к требованиям по эффективности с допустимым уносом на уровне 5 мг/м3: замеренное инструментальными способами содержание жидкости в газах НТС варьируется от 50 до 250 мг/м3. Аналогичное положение характерно и для других промыслов месторождений Надым-Пур-Та-зовского газоносного региона, но на этих объектах проблемы качества газа и требования к эффективности сепарации не стоят так остро, как на Бованен-ковском НГКМ и других объектах п-ова Ямал.
Причины невыполнения требований всеми типами сепараторов, используемых на Бованенковском НГКМ, авторы видят в специфике рабочей среды: она значительно отличается от всех других, с кото -рыми разработчики сепараторов и эксплуатирующий персонал ранее имели дело [6]. В качестве примера приведем сравнительные данные (см. табл.) по составу и свойствам входных потоков низкотемпературных сепараторов на УКПГ Бованенковского НГКМ и УКПГ-В Заполярного НГКМ (ва-
ланжин). Из таблицы видно, что входные потоки сепараторов значительно отличаются от «традиционных» по своим теплофизи-ческим свойствам и количеству содержащихся углеводородной и водно-метанольной жидкостей.
Специфика рабочих сред сепарации заключается в следующем:
- низкая жидкостная нагрузка сепараторов, например, для низкотемпературного сепаратора нагрузка по водно-метаноль-ному раствору (ВМР) составляет 0,33 г/м3, по конденсату - 0,65 г/м3, в сумме - около 1,0 г/м3 (на других газоконденсатных объектах этот показатель составляет 30-70 г/м3);
- количества ВМР и углеводородного конденсата соизмеримы (обычно содержание жидких углеводородов во входном потоке в 30-100 раз превышает содержание ВМР);
- углеводородный конденсат уникален по физико-химическим свойствам, для него характерно высокое содержание тяжелых углеводородов.
С подобной ситуацией разработчики сепарационного оборудования столкнулись впервые.
Все конструкции сепараторов УКПГ Бованенковского НГКМ разработаны на основе типовых решений, апробированных на га-зоконденсатных месторождениях с большой жидкостной нагрузкой на сепараторы. Они оказались недостаточно эффективными в условиях Бованенковского НГКМ. По всей видимости, традиционные методики расчета сепарирующих элементов в рассматриваемом случае не вполне обоснованны, и необходимы новые методики расчетов и конструктивные решения.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕПАРАЦИИ НА УКПГ
В газодобывающих обществах применяются различные типы сепарационного оборудования. В работе [7] представлен обзор конструкций высокоэффективных газосепараторов для очистки природного газа от капельной влаги на установках комплексной подготовки газа. Даны характеристики аппаратов, результаты экспериментальных исследований и расчетов.
Измерения содержания жидкости в газах сепарации на УКПГ Бо -ваненковского НГКМ регулярно осуществляют специалисты Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Надым» и филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта.
На УКПГ Бованенковского НГКМ в качестве низкотемпературных сепараторов проектом обустройства предусмотрены в основном аппараты следующих конструкций:
- газосепаратор низкотемпературный конструкции АО «ЦКБН», оснащенный тангенциальным узлом входа и двумя ступенями сепарации: тарелкой циклонных элементов (отделение частиц жидкости за счет действия центробежных сил) и тарелкой фильтр-элементов для улавливания мелких капель жидкости. Перепад давления в сепараторе - до 6 кПа. Вывод жидкости
с обеих ступеней осуществляется совместно через кубовую часть. Фактический унос жидкости составляет 140-200 мг/м3;
- газосепаратор низкотемпературный конструкции ООО «НПК ОйлГазМаш», оснащен -ный входным узлом (равномерное распределение потока газа по сечению аппарата) и двумя ступенями сепарации: пластинчатым каплеотбойником (отделение капель за счет инерционных и гравитационных сил) и тарелкой коалесцентных элементов для укрупнения капель влажного тумана и выведения жидкости с ячейкой 0,3 мкм, разработанных ООО «Палл Евразия». Перепад давления в сепараторе около 20 кПа. Вывод жидкости со ступеней сепарации осуществляется раздельно. Фактический унос жидкости составляет 50-80 мг/мз.
Фактические режимы работы газосепараторов в условиях УКПГ Бованенковского НГКМ заслуживают анализа в отдельной публикации, но можно предположить, что представление разработчиков о модели дренирования отсепарированной жидкости в пределах фильтрующего слоя концевых фильтров-коалесце-ров не подтверждается и имеет место вторичный унос капель из межтрубного пространства концевых фильтров (сепаратор АО «ЦКБН») или внутренних полостей фильтров (сепараторы ООО «Палл Евразия») для всех испытанных расходов газа.
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЕПАРАЦИИ НА УКПГ
В 2017-2018 гг. ООО «Газпром добыча Надым» организовало масштабные испытания нескольких типов внутренних устройств низкотемпературных сепараторов в целях последующей модернизации сепарационной техники на УКПГ газовых промыслов (ГП). На ГП-1 за счет замены пластинчатого каплеотбойника на блок центробежно-вихревых элементов удалось снизить уносы до
28-57 мг/м3. Наиболее масштабные работы по выявлению оптимальной конструкции внутренних устройств низкотемпературного сепаратора проведены на технологической нитке (линии) № 204 ГП-2. На данный момент проведены испытания пяти вариантов компоновки. Планируется испытание шестого варианта.
Вариант 1. На входе в аппарат установлен распределитель газожидкостного потока. На первой ступени - каплеуловитель прямоточный, на второй ступени -каплеуловитель, комбинированный с фильтр-коалесцерами и прямоточными элементами на верхней ступени. Получены значения уносов 47-80 мг/мз.
Вариант 2. На входе в аппарат установлен распределитель газожидкостного потока. На первой ступени вместо проектной тарелки центробежных элементов установлен прямоточный фильтрующий каплеуловитель, представляющий собой два блока фильтр-элементов, смонтированных сверху и снизу опорного полотна и коллекторов для отвода жидкости.
На второй ступени вместо проектных фильтр-элементов установлен каплеуловитель прямоточный центробежный с фильтр-коалесцерами, который представляет собой опорное полотно, состоящее из нескольких секций,установленных на опорном кольце аппарата, сепараци-онных прямоточных элементов с фильтр-коалесцерами,закрепленных на опорном полотне, коллекторов для отвода уловленной жидкости и отбойного полотна, расположенного ближе к верхней линии прямоточных элементов, защищающее от вторичного выноса капельной жидкости с устройства.
Данный вариант позволил снизить уносы до 19-28 мг/мз при различных режимах работы технологической нитки. Перепад давления по сепаратору не превышал 9 кПа.
Вариант 3. Для укрупнения мелкодисперсного аэрозоля во входной патрубок аппарата установлен укрупняющий узел, представляющий корпус, заполненный насыпной нерегулярной насадкой. На первой ступени установлен прямоточный каплеулови-тель с функцией промывки. На второй ступени - каплеуловитель прямоточный комбинированный с фильтр-коалесцерами (как в варианте 2). Получены значения уносов 7-8 мг/м5, но при этом зафиксированы повышенные гидравлические потери давления газа на участке от выхода детандера до входа в компрессор турбодетандерного агрегата (ТДА). Высокие гидравлические потери привели к недопустимому отклонению рабочих параметров токовых нагрузок магнитных опор ТДА.
Вариант 4. Из входного распределителя был удален укрупняющий узел для снижения гидравлических потерь и проверки его эффективности. На первой ступени установлен прямоточный каплеуловитель с функцией промывки (аналогично варианту 3). На второй ступени установлен каплеуловитель прямоточный комбинированный с фильтр-коа-лесцерами (как в вариантах 2 и 3). Перепад давления по аппарату составил 6 кПа, но значения уносов выросли до 52-65 мг/м3. Тем самым была подтверждена эффективность применения мас-сообменной насыпной насадки во входном патрубке сепаратора: увеличение уносов с 7 до 65 мг/мз при удалении укрупняющего узла означает, что он обеспечивал требуемое укрупнение содержащихся во входном потоке частиц жидкости.
Вариант5. Предпринята попытка снизить гидравлическое сопротивление укрупняющего узла. Для этого длина укрупняющего узла уменьшена в три раза. Кроме того, изменена конструкция наса-дочных блоков распределителя потока (применена засыпка нере-
гулярной насадкой по аналогии с входным узлом).
На первой ступени установлен прямоточный фильтрующий каплеуловитель (устройство, аналогичное примененному в варианте 2, но под полотном установлены коалесцирующие элементы, а сверху полотна над каждым из них - сепарирующие фильтр-элементы). На второй ступени установлен каплеуловитель прямоточный комбинированный с фильтр-коалесцерами (как в вариантах 2-4).
При испытании получены значения уносов <5 мг/мз. При этом перепад давления по сепаратору составил до 140 кПа, но, несмотря на высокую эффективность се -парации, это обстоятельство не позволяет использовать данный вариант компоновки в сочетании с работающими в данное время на объекте ТДА из-за отклонения рабочих параметров токовых нагрузок магнитных опор ТДА от регламентных. В настоящее время продолжается совершенствование внутренней конструкции сепаратора в целях достижения гидравлического сопротивления ниже 100 кПа.
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ КАПЕЛЬНЫХ УНОСОВ
Тематике инструментальных способов измерения содержания жидкости в газах сепарации посвящено много публикаций, в частности [8-10]. Так, в работе [10] сделан вывод о том, что «прямые методы из-за высокой погрешности фактически могут применяться только как индикаторные методы определения уноса капельной жидкости». В настоящее время с данным положением нельзя согласиться в полной мере, поскольку за последние 5-7 лет наметился прогресс в совершенствовании инструментальных способов прямого измерения уносов жидкости с газом сепарации.
Для определения эффективности сепарации на УКПГ
Бованенковского НГКМ использовались устройства для определения уносов трех организаций: АО «ЦКБН», ООО «Палл Евразия» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Суть работы данных измерителей уносов одинакова: отбирают часть газа из выходящего трубопровода газового сепаратора с соблюдением условия изокинетичности и подают на измерительную установку с соблюдением изотермичности. Затем из газа в сепараторе установки отделяется жидкая фаза, которая стекает в мерник, где визуально определяют ее объем. Проводят также взвешивание мерника и определяют массу уловленной жидкости. Отношение количества жидкости в мернике к количеству пропущенного газа через устройство за это же время представляет значение уноса жидкости из сепаратора. Несмотря на общий принцип работы всех устройств, их конструкции заметно различаются.
Существовавший до конца 2017 г. нормативный документ Р Газпром 2-3.3-727-2013 [11] не регламенти -ровал ряд моментов, влияющих на результаты измерений уносов. Среди основных незатронутых позиций - допустимый перепад давления в системе отбора пробы и в сепараторе измерительной установки, а также отсутствие решений по конструкции эталонного устройства для определения уносов и его аттестации. Отсутствие нормативного документа и эталонного стенда не позволяет проводить объективное сравнение эффективности работы различных сепараторов и оценивать результаты их усовершенствования при модернизации,причем не только внутри отдельных газодобывающих предприятий, но и в целом по отрасли.
В настоящее время при проведении измерений уносов в качестве условно эталонных принимаются данные, полученные с помощью устройства ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (филиал в г. Ухта). Результаты, полученные
с помощью данного измерителя содержания жидкости в газовом потоке, хорошо согласуются с расчетными методами определения уносов на основе замеренных значений ТТРУВ. Дальнейшее совершенствование этой мобильной установки продолжается.
О ВЗАИМОСВЯЗИ УНОСОВ И ТТРУВ ГАЗА СЕПАРАЦИИ
Формирование требований к эффективности сепарации осуществляется посредством математического моделирования технологической системы подготовки газа и базируется на значении одного из главных параметров работы УКПГ - ТТРУВ. Многочисленные замеры ТТР и детальные расчетные исследования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» показали избыточность проектных требований к уносам.
Современное программное обеспечение позволяет проводить расчеты фазового состояния многокомпонентных и многофазных систем, включая газообразные углеводороды, жидкие углеводороды и водную фазу, обычно представляющую собой ВМР. Расчетное моделирование уноса жидкости из сепараторов заключается в задании количества жидкости, содержащейся во входном потоке, которое смешивается с газом «идеальной» сепарации.
Как отмечалось в [10, 12], практика расчетного моделирования фактических режимов работы установок НТС выявила, что расчетные значения ТТРУВ всегда выше экспериментальных (на 20 °С и более). Различие между расчетными и экспериментальными значениями ТТРУВ определяется как метрологическими характеристиками инструментальных методов измерения, так и подробностью компонентно-фракционного состава исходной смеси. Данное различие объясняется тем, что при инструментальных (визуальных) замерах ТТРУВ невоз -можно увидеть первые молекулы
жидкости, которые определяет термодинамический аппарат расчета фазового равновесия, в связи с чем расчетные идеализированные значения ТТРУВ невозможно подтвердить практически.
В работе [10] рекомендуется применять косвенные методы, для которых необходимо знать компонентный состав газа сепарации, при этом в математических моделях не учитывать компоненты с молярной массой выше С12Н26. В работе [12] проведенные расчетные и экспериментальные исследования позволили обосновать правило для корректировки расчетного способа определения ТТРУВ газа НТС применительно к «тощим» газам месторождений п-ова Ямал: в качестве расчетной ТТРУВ следует принимать такое значение температуры, при котором содержание жидкости в газе сепарации составит 1,5 мг/м3.
Учет этой рекомендации, а также четырехлетний опыт эксплуатации УКПГ Бованенковского НГКМ позволяют скорректировать идеализированные требования к качеству сепарации газа на УКПГ Бованенковского НГКМ и других аналогичных объектах и увеличить допустимый унос до 25-30 мг/м3. При этом окажется выполнимым даже самое трудновыполнимое требование СТО Газпром 089-2010 [1] к ТТРУВ: -10 °С при давлении 2,5 МПа [12]. Если при этом давление, к которому следует относить ТТРУВ, принять равным 5,0 МПа (соответствует минимальному давлению газа в системе НТС - МГ), то допустимый унос из концевого сепаратора установки НТС может быть увеличен до 50 мг/м3.
Снижение уносов жидкости в концевых низкотемпературных сепараторах до уровня 2060 мг/м3, достигнутое в результате последних модернизаций, и дальнейшие работы по совершенствованию конструкции газосепараторов позволяют констатировать, что уровень капельных уносов в 25 мг/м3 может быть обеспечен на
всех новых объектах газодобычи п-ова Ямал.
ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ
СОПРОТИВЛЕНИЕ
ГАЗОСЕПАРАТОРОВ
Проведенные испытания различных вариантов конструкции газосепараторов показали, что радикальное снижение уносов в специфических условиях работы аппаратов может быть достигнуто за счет увеличения допустимых потерь давления в сепараторе. Это позволяет обеспечить более интенсивную коагуляцию капель во входных устройствах и после -дующую их эффективную сепара -цию. Поэтому при формировании требований к сепарационному оборудованию рекомендуется отказаться от традиционного ограничения на гидравлическое сопротивление <20-50 кПа. Учитывая, что на установках НТС сра -батывается большой располагаемый перепад давления в 5 МПа и более, считаем допустимым перепад давления в сепараторах установить на уровне 100 кПа. Это позволит реализовывать новые конструктивные решения.
Повышенный перепад давления несколько снизит холодопроиз-водительность в системе НТС с использованием ТДА, так как фактически на перепаде в 90-80 кПа (это дополнительные потери давления по сравнению с «типовыми» сепараторами) вместо детандер-ного (близкого к изоэнтропийно-му) охлаждения (~8 °/МПа) будет работать изоэнтальпийное охлаждение (~4 °/МПа). Итоговое сниже -ние холодопроизводительности и, соответственно, рост температуры НТС составит всего 0,32-0,36 °С. Это также повысит ТТР газа сепа -рации на указанную величину, но эффект от снижения ТТР за счет сокращения капельного уноса окажется значительно выше и для ТТРУВ может составить 1040 °С (см. рис. 3 в [12]).
Таким образом, жертвуя небольшой долей располагаемого давления, можно существенно
улучшить качество подготовки газа. Важно отметить, что дополнительные потери давления в сепараторе должны быть учтены при разработке исходных требований на создание ТДА, так как увеличивается разность давлений газа между выходом турбодетан-дера и входом в турбокомпрессор, что сказывается на величине осевых усилий на валу агрегата.
ВЫВОДЫ
По результатам проведенного анализа можно сформулировать следующие рекомендуе-
мые технические требования к газосепараторам в технологических схемах НТС: содержание жидкости в подготовленном газе после низкотемпературного сепаратора допустимо на уровне 25 мг/м3; максимально допустимое гидравлическое сопротивление низкотемпературных газосепараторов может быть повышено до 100 кПа.
Таким образом, на основе анализа опыта эксплуатации УКПГ Бованенковского НГКМ были разработаны практически осуществимые рекомендации и
требования по эффективности сепарации газа на газоконден-сатных месторождениях с низким конденсатным фактором. Использование этих рекомендаций позволяет снизить остроту проблемы достижения избыточных требований к эффективности сепарации на УКПГ Бованенковского и Харасавэйского месторождений, а также на других объектах п-ова Ямал. Указанные требования целесообразно учитывать при проектировании современного сепарационного оборудования.
ЛИТЕРАТУРА
1. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. М.: ОАО «Газпром», 2011. 12 с.
2. ОСТ 51.40-93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/Data1/10/10423/ (дата обращения: 10.10.2018).
3. Кубанов А.Н. Особенности использования процесса НТС для подготовки к транспорту тощих газов месторождений полуострова Ямал // Мат-лы Науч.-техн. совета РАО «Газпром». Саратов: ИРЦ Газпром, 1996. 94 с.
4. Кубанов А.Н., Цацулина Т.С., Клюсова Н.Н., Дунаев А.В. Специфика требований к качеству газа, подготавливаемого на УКПГ Бованенковского НГКМ // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2013. № 4. С. 90-92.
5. СТО Газпром 2-2.1-588-2011. Типовые технические требования к технологическому оборудованию для объектов добычи газа. М.: ООО «Газпром экспо», 2012. 108 с.
6. Дунаев А.В., Истомин В.А., Кубанов А.Н. и др. Особенности технологических процессов промысловой подготовки природного газа с низким конденсатным фактором // Газовая промышленность. 2015. № 11. С. 80-83.
7. Фарахов Т.М., Исхаков А.Р., Минигулов Р.М. Высокоэффективное сепарационное оборудование очистки природного газа от дисперсной среды // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 6. P. 263-277.
8. Ахлямов М.Н., Байгузин Ф.А., Шигапов И.М., Хайруллин Г.М. Методика и устройство измерения уноса капельной жидкости на установках подготовки газа // Газовая промышленность. 2009. № 4. С. 79-81.
9. Юшко С.В., Сираев Р.Р., Ахлямов М.Н. Определение уноса капельной жидкости и механических примесей в газовом потоке // Вестник Казанского технологич. ун-та. 2016. Т. 19. № 4. С. 77-80.
10. Донских Б.Д., Истомин В.А., Крашенников С.В., Русанова Г.Н. Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2012. № 3. С. 265-281.
11. Р Газпром 2-3.3-727-2013. Замер уноса капельной жидкости и механических примесей. М.: ОАО «Газпром», 2015. 34 с.
12. Кубанов А.Н., Федулов Д.М., Сокерин А.В. и др. Новый методический подход к расчетному определению температуры точки росы газа сепарации по углеводородам // Наука и техника в газовой промышленности. 2017. № 2. С. 63-71.
REFERENCES
1. Company Standard STO Gazprom 089-2010. Combustible Natural Gas Supplied and Transported through Gas Pipelines. Moscow, Gazprom OJSC, 2011, 12 p. (In Russian)
2. Industrial Standard OST 51.40-93. Combustible Natural Gases Supplied and Transported through Gas Pipelines [Electronic source]. Access mode: http://files.stroyinf.ru/Data1/10/10423/ (access date: October 10, 2018). (In Russian)
3. Kubanov A.N. Features of the Use of the Low Temperature Separation Process to Prepare for Transport of Lean Gases Deposits of the Yamal Peninsula. Materials of the Scientific and Technical Council of Gazprom RJSC. Saratov, Information and Advertizing Center of Gazprom, 1996, 94 p. (In Russian)
4. Kubanov A.N., Tsatsulina T.S., Klyusova N.N., Dunaev A.V. Specificity of Requirements to the Quality of Gas Produced at the Gas Treatment Unit of the Bovanenkovskoe Oil and Gas Condensate Field. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific and Technical Collection "News of Gas Science", 2013, No. 4, P. 90-92. (In Russian)
5. Company Standart STO Gazprom 2-2.1-588-2011. Tipical Technical Requirements for Technological Equipment for Gas Production Facilities. Moscow, Gazprom expo LLC, 2012, 108 p. (In Russian)
6. Dunaev V.A., Istomin V.A., Kubanov A.N., et al. The Peculiarities of Technological Processes of Commercial Preparation of Natural Gas with Low Condensate Factor. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2015, No. 11, P. 80-83. (In Russian)
7. Farakhov T.M., Iskhakov A.R., Minigulov R.M. High-Performance Separation Equipment for Purification of Natural Gas from Dispersed Medium. Elektronnyy nauchnyy zhurnal "Neftegazovoe delo" = Electronic Scientific Journal "Oil and Gas Business", 2011, No. 6, P. 263-277. (In Russian)
8. Akhlyamov M.N., Bayguzin F.A., Shigapov I.M., Khayrullin G.M. Methodology and the Measurement Device of Liquid Carryover in the Gas Treatment Units. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2009, No. 4, P. 79-81. (In Russian)
9. Yushko S.V., Siraev R.R., Akhlyamov M.N. Determination of Liquid and Mechanical Impurities Carryover in the Gas Stream. Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta = Bulletin of the Kazan Technological University, 2016, Vol. 19, No. 4, P. 77-80. (In Russian)
10. Donskikh B.D., Istomin V.A., Krasheninnikov S.V., Rusanova G.N. Promising Methods for the Determination of Hydrocarbons Carryover from the Units of Low-Temperature Separation of Natural Gas. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific and Technical Collection "News of Gas Science", 2012, No. 3, P. 265-281. (In Russian)
11. Recommendations R Gazprom 2 3.3 727-2013. Measurement of Liquid and Mechanical Impurities Carryover. Moscow, Gazprom OJSC, 2015, 34 p. (In Russian)
12. Kubanov A.N., Fedulov D.M., Sokerin A.V., et al. New Methodological Approach to the Calculated Determination of the Dew Point Temperature of Gas Separation by Hydrocarbons. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti = Science and Technology in the Gas Industry, 2017, No. 2, P. 63-71.
(In Russian)
