CC BY
140
УДК 622.279.i
Ключевые слова:
газоконденсатные месторождения, низкотемпературная сепарация газа,
газ сепарации, степень извлечения углеводородов С5+В, остаточное содержание углеводородов С5+В, низкотемпературная абсорбция.
Keywords:
gas-condensate field, low-temperature gas separation, separation gas, С5+ hydrocarbons recovery factor, С5+ hydrocarbons residual, low-temperature absorption.
А.В. Прокопов, В.А. Истомин, Д.М. Федулов
Выделение углеводородов С3+В из газоконденсатной смеси при промысловой подготовке пластового флюида
Пластовые флюиды газовых и газоконденсатных месторождений существенно отличаются компонентным составом, в основном удельным содержанием углеводородов (УВ) группы С5+В, которое может варьироваться от 0,2 г/м3 (сеноманские залежи месторождения Медвежье) до 350 г/м3 и более (ачимовские залежи Уренгойского месторождения).
В настоящее время промысловая подготовка конденсатсодержащих газов осуществляется по технологии низкотемпературной сепарации (НТС). В процессе подготовки происходят ступенчатое охлаждение пластового газа и конденсация УВ-жидкости. Термобарические параметры низкотемпературной ступени сепарации соответствуют температурам минус (30-25) °С при давлениях 5-7 МПа. Количество углеводородов С3-С4 и/или С5+В, перешедших в жидкую фазу, по отношению к содержанию их в пластовом газе определяется как степень извлечения УВ С3-С4 и/или С5+В.
Степень извлечения УВ С5+В - один из основных показателей эффективности подготовки пластового газа. Для «жирных» газоконденсатных газов с содержанием УВ С5+В в пластовом флюиде 150-200 г/м3 степень извлечения УВ С3-С4 составляет ~50 % и в процессе разработки месторождения остается практически неизменной. В то же время степень извлечения УВ С5+В находится в диапазоне 90-98 % [1-4]. В процессе разработки газоконденсатного месторождения содержание УВ С5+В в пластовом газе снижается из-за выпадения ретроградного конденсата в пласте.
Другим важным показателем эффективности подготовки пластового газа по технологии НТС является остаточное содержание УВ С5+В в товарном газе. Установлено, что для разных составов пластового флюида с одинаковым содержанием УВ С5+В в пластовом газе при температуре сепарации -30 °С содержание УВ С5+В в товарном газе может отличаться в три раза (от 2 до 6 г/м3) [5]. На сегодняшний день снижение содержания ценных компонентов С3-С4 и С5+В в составе товарного газа и увеличение степени их извлечения на промысле остается актуальным направлением развития технологий подготовки газа и конденсата.
Наиболее известные способы уменьшения концентрации УВ С3-С4 и/или С5+В в товарном газе - это снижение температуры НТС и применение технологий низкотемпературной абсорбции (НТА) подготовки газа при температурах до -35 °С. Расчетный анализ показал, что проведение процесса НТС при температурах минус (50-45) °С обеспечивает степень извлечения углеводородов С3+В на уровне 8085 %, а С5+В - свыше 99 %. Достижение таких температур НТС, как правило, связано с использованием турбодетандерных агрегатов. При этом подготовка товарной жидкой продукции (нестабильного, деэтанизированного или стабильного конденсата) осуществляется в ректификационной колонне, интегрированной в общую технологическую схему подготовки газа [2]. Промысловый вариант НТА реализован на установке комплексной подготовки газа УКПГ-1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (рис. 1) [6]. В технологической схеме в качестве абсорбента используется конденсат с 1-й ступени сепарации после его частичной дегазации в трехфазном разделителе (рис. 2). Дополнительное извлечение УВ С3-С4 и С5+В по технологии промысловой НТА по сравнению с технологией НТС на том же температурном уровне составляло 11,3 и 1,2 г/м3 соответственно. При этом общий выход нестабильного конденсата с УКПГ-1 увеличивался на 20 г/м3.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема УКПГ-1В Ямбургского месторождения: ВХ-1 - воздушный холодильник; Т-1, -2, -3 - теплообменники; ТДА-1 - турбодетандер; Р-1, -2 - разделители; С-1, -3 - сепараторы; А-1, -2 - абсорберы; Э-1 - эжектор; Н-10 - насос
СН4 - 4,6 %
С2Н6 - 3,6 %
2 6 '
СзН8-С4Н10 - 8,9 % С5Н!2 - 6,4 % С6 - 9,6 % С7 - 24,9 % С8 - 20,5 % С9 - 11,5 % Сю-Сц - 6,6 %
С
-С13 - 3,4 %
Рис. 2. Состав абсорбента УКПГ-1В на 13-й год разработки Ямбургского месторождения, % масс.
Наличие в составе абсорбента УВ С-С2 (8,2 % масс.), С3-С4 (8,9 % масс.) и С5+В (6,4 % масс.), подлежащих извлечению, существенно снижает его абсорбционную емкость и, следовательно, эффективность извлечения как С3-С4, так и С5+В. Чтобы обеспечить максимально полное и селективное извлечение УВ С3-С4 и С5+В из природного газа и определить оптимальные параметры абсорбции газа для интенсификации извлечения УВ С3-С4 и С5+В,
необходимо определить состав углеводородного абсорбента. С этой целью процесс абсорбции проанализирован на примере модельного абсорбента - углеводородов парафинового ряда от С5 до С12.
Расчетные исследования процесса абсорбции осуществлялись при температурах -30 и -25 °С и четырех теоретических ступенях контакта. Количество теоретических ступеней контакта не влияет на определение оптимального состава абсорбента и далее оптимизируется непосредственно для выбранного состава. Расчеты фазового равновесия проводились по уравнению состояния Пенга-Робинсона, которое с достаточной для практических целей точностью описывает фазовые равновесия легких углеводородов [7].
Определение оптимального состава абсорбента покажем на примере пластового газа с содержанием УВ С5+В 153 г/м3. Содержание извлекаемых компонентов в составе газа сепарации приведено в таблице. Результаты расчетов абсорбции УВ С5+В для температур -25 и -30 °С при удельном расходе абсорбента 10 г/м3 газа
Удельное содержание компонентов С3+В в товарном (НТС) газе, г/м3
Компонент Температура сепарации, °С
-25 -30
С3 35,8 32,6
и-С4 8,4 7,2
н-С4 10,1 8,3
и-С5 2,6 2,1
н-С5 2 1,5
ХС5+В 5,5 4,3
ХС6+ 0,9 0,7
сепарации приведены на рис. 3. Минимальное содержание УВ С5+В в газе после НТА соответствует абсорбенту, состоящему из УВ С9-С10.
Снижение температуры абсорбции газа с -25 до -30 °С позволяет увеличить извлечение УВ С5+В с 66,6 до 71,4 г/м3. Увеличение степени извлечения УВ С5+В с понижением температуры обусловлено также и более низким содержанием УВ С5+В в газе промежуточной ступени сепарации на входе в абсорбер.
Далее проанализируем влияние удельного расхода абсорбента на степень извлечения целевых УВ. Увеличение удельного расхода абсорбента (С9 или С10) с 10 до 20 г/м3 позволяет уменьшить остаточное содержание УВ С5+В в газе после абсорбции на 40 % (с 1,8 до 1,1 г/м3). Таким образом, по сравнению с технологией НТС остаточное содержа-
ние УВ С5+В в товарном газе для расхода абсорбента 20 г/м3 снижается примерно в 4 раза.
Суммарно оба фактора - увеличение удельного расхода абсорбента с 10 до 20 г/м3 и снижение температуры НТС с -25 до -30 °С - позволяют повысить степень извлечения УВ С5+В в среднем на 40 %. При этом существенно более эффективным является увеличение расхода абсорбента. Поэтому дальнейшие расчетные исследования абсорбционной технологии по интенсификации извлечения УВ С3-С4 выполнены при температуре НТС -25 °С.
На рис. 4 приведены результаты расчетов абсорбции УВ С3-С4 для температуры -25 °С и удельных расходов абсорбента 10 и 20 г/м3. Минимальное содержание УВ С3-С4 в газе после НТА соответствует абсорбенту С6-С7. Увеличение удельного расхода абсорбента (С6 или С7) с 20 до 30 г/м3 позволяет уменьшить содержание УВ С3-С4 в газе после абсорбции на 35 % (с 54,1 до 34,2 г/м3). По сравнению с технологией НТС остаточное содержание УВ С3-С4 в товарном газе для абсорбента С6-С7 снижается примерно в 1,6 раза.
Исследуем технологические параметры абсорбционной технологии, влияющие на извлечение УВ С3+В, а именно число теоретических ступеней контакта в абсорбере. На рис. 5 приведены зависимости содержания УВ С3-С4 и С5+В в газе после абсорбции для узкой углеводородной фракции,
^ 5 Ш о
II § & С
«
о
о Щ
о К
X
S £
i
н-а
5,5 4,3\ 1 1 1 1 Температура абсорбции, °С: --30 ---25
3,1
2,2 X 2,1 1,9 1,9 __ 2,2
1,4 1,3 1,3 _ м15
44
н-С н-С0 н-С„ н-С,,
н-Cii н-С 12
8 9 10
Углеводородный абсорбент
Рис. 3. Удельное содержание УВ С5+В в природном газе после НТА с использованием различных абсорбентов
1-е ^
я н
£ & 42
О *о
^ л
Ш о
ю
щ « 40 S и Я и
S °
% 8 ft и
«
о
о Щ
о К
X
£
38
36
34
44,0
42,1 43,2 40,6
39,0 38,7 41,1 39,3
37,9 36,4 37,9
34,8 Удельный расход абсорбента, г/м3: -— 20 — 30
33,5 33,5
32
н-С6 н-С7 н-С8 н-С9 н-С10 н-Сп н-С12 Углеводородный абсорбент
Рис. 4. Удельное содержание УВ С3-С4 в природном газе после НТА (-25 °С) с использованием различных абсорбентов
6
4
3
2
соответствующей углеводородам парафинового ряда С6, С7, С9 и С10, при удельном расходе абсорбента 20 г/м3 (для С9, С10) и 30 г/м3 (для С6, С7) и температуре -25 °С. Видно, что оптимальное для извлечения УВ С5+В число ступеней контакта в абсорбере три-четыре, для извлечения С3-С4 - четыре-пять. Дальнейшее увеличение количества теоретических ступеней контакта приводит к незначительному увеличению степени извлечения.
Резюмируя представленные выше расчетные исследования можно сделать вывод, что для извлечения УВ С5+В наиболее подходящим абсорбентом является углеводородная фракция с физико-химическими характеристиками, соответствующими углеводородам парафинового ряда С9-С10. Оптимальные параметры процесса абсорбции: четыре теоретические ступени контакта и удельный расход абсорбента 20 г/м3.
Й И
о -
о'
60
55
ю Л о о 1С
£ 50
л £ а
и «
о о (и о к
X
£
45
40
5
0
= = С6, с7 (30 г/м3) = С9,Сю(20Г/М3 )
д \\ \\
\\ \\ \\
\\ V \
\ ^ V > чч
--- = ~
я н
О ю Ш о
Й и
§ 5
л с
и
«
о
с
К >£
£
0 1 2 3 4 5 6 Число теоретических ступеней контакта
Рис. 5. Остаточное содержание УВ С3-С4 и С5+В в газе после НТА (-25 °С) в зависимости от числа теоретических ступеней контакта в абсорбере при использовании в качестве абсорбента углеводородов С6, С7, С9 и С10
При этих параметрах обеспечивается снижение остаточного содержания УВ С5+В в товарном газе примерно в 5 раз (по сравнению с технологией НТС).
Максимальное извлечение УВ С3-С4 обеспечивается при использовании в качестве абсорбентов гексана или гептана. При этом разница в извлечении между гексаном и гептаном не превышает 5 %. Оптимальное число теоретических ступеней контакта четыре при расходе абсорбента 20 г/м3 и пять при расходе 30 г/м3. Увеличение удельного расхода с 20 до 30 г/м3 для гексана либо гептана при пяти теоретических ступенях контакта позволяет повысить степень извлечения пропана и бутанов на 6,7 и 37,5 % соответственно. Применение в качестве абсорбентов УВ С6-С7 с удельным расходом 30 г/м3 при четырех теоретических ступенях контакта обеспечивает снижение содержания УВ С3-С4 в товарном газе в 1,5 раза, степень извлечения УВ С5+В незначительна.
Для одновременного извлечения и УВ С3-С4 и УВ С5+В наиболее подходящими абсорбентами являются УВ С9-С10, извлечение УВ С3-С4 составляет ~18 % масс.
Таким образом, в работе проанализирована степень извлечения УВ С3-С4 и С5+В для традиционных установок НТС на температурном уровне минус (30-25) °С. Показано, что степень извлечения УВ С3-С4 и С5+В может быть увеличена благодаря применению оптимизированных НТА-технологий подготовки газа и конденсата.
Определены селективные абсорбенты и оптимальные параметры абсорбции для интенсификации степени извлечения УВ С3-С4 и С5+В. Результаты расчетно-технологи-ческого моделирования позволяют провести оптимизацию существующей технологической схемы НТА и разработать новые технологические схемы для дополнительного извлечения УВ С3+В.
1
0
Список литературы
1. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы 5. промысловой обработки природных газов. Ч. I /
B.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 76 с.
2. Кубанов А.Н. Интенсификация промысловой низкотемпературной обработки природных 6. газов на северных месторождениях: дис. ...
канд. тех. наук / А.Н. Кубанов. - М., 1998.
3. 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. - С. 64-70.
4. Кубанов А.Н. Пути решения задачи подготовки 7 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.
Кубанов А.Н. Технологические аспекты нормирования потерь конденсата на УКПГ / А.Н. Кубанов, Н.Н. Клюсова // Газовая промышленность. - 2014. - № 9. - С. 89-92.
Кубанов Е.Н. Опыт эксплуатации технологии ПНТА и перспективы внедрения новых способов извлечения жидких углеводородов / Е.Н. Кубанов, С.А. Туревский, А.Н. Шевелев // Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО «Газпром»: м-лы Научно-технического совета ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - С. 134-143.
Jaubert J.-N., Mutelet F. VLE predictions with the Peng-Robinson equation of state and temperature dependent calculated through a group contribution method / Jean-Noel Jaubert, Fabrice Mutelet // Fluid Phase Equilibria. - 2004. - № 224. - P. 285304.
