Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности разработки малосернистых газоконденсатных месторождений углеводородных газов 9
1.1 Проблемы добычи газа, обусловленные наличием сероводорода 9
1.2 Анализ существующих методов очистки газа от сероводорода 16
1.2. 1 Щелочные методы абсорбционной очистки газа от сероводорода 17
1.2.2 Способы очистки газа от сероводорода с образованием малорастворимых в воде сульфидов 19
1.2.3 Окислительные методы абсорбционной очистки газа 22
1.2.4 Адсорбционные методы очистки газов от сероводорода 24
1.2.5 Физические методы очистки газа от сероводорода 26
1.2.6 Особенности очистки малосернистых газов при высоких концентрациях диоксида углерода 27
1.3 Технологии, используемые для промысловой очистки газа от сероводорода 30
1.3.1 Критерии обоснования выбора технологии 31
1.3.1.1 Технологические критерии оценки технологических схем 31
1.3.1.2 Энергетические критерии анализа технологических схем 33
2 Объекты и методы исследования 38
2.1 Объекты исследования 38
2.1.1 Описание комплексной установки подготовки газа на Добринском газоконденсатном месторождении 38
2.2 Методы проведения исследований 45
2.2.1 Методика отбора проб газа 46
2.2.2 Методы изучения процесса очистки газа от сероводорода углеводородным конденсатом 46
2.2.2.1 Методика определения сероводорода в природном газе 47
2.3 Экспериментальная установка для изучения коррозионной активности конденсата 49
3 Разработка и исследование технологии промысловой подготовки газа для малосернистых газоконденсатных месторождений 52
3.1 Обоснование выбора принципиальной технологической схемы промысловой очистки газа от сероводорода 53
3.1.1 Теоретические исследования абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом 53
3.1.2 Исследование фазового состояния системы «природный газ -конденсат» 76
3.1.3 Исследование коррозионной активности абсорбента 92
4 Исследование процесса массообмена при абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом 94
4.1 Обоснование выбора типа абсорбера по технологическим критериям 94
4.2 Исследование массопередачи в насадочном абсорбере 95
4.3 Влияние технологических факторов на коэффициент массопередачи в насадочных абсорберах 105
4.3.1 Влияние давления на массопередачу в насадочных абсорберах 105
4.3.2 Влияние концентрации сероводорода в обрабатываемом газе на массопередачу в насадочных абсорберах 112
4.3.3 Факторы, влияющие на гидродинамику и размеры насадочных абсорберов 114
5 Исследование условий промысловой очистки газа от сероводорода на пилотной установке 122
5.1 Изучение влияния технологических факторов на очистку газа от сероводорода на пилотной установке 124
6 Результаты промышленного внедрения и оценка эффективности разработанной технологии 139
6.1 Принципиальная схема интегрирования блока сероочистки в существующую схему УКПГ 139
6.2 Анализ влияния блока сероочистки на режим работы НТС 146
6.2.1 Анализ влияния узла сепарации газа перед абсорбером на работу УКПГ 146
6.2.2 Анализ влияния узла сероочистки на состав газа, поступающего на НТС 153
6.2.2.1 Анализ работы установки НТС 157
6.2.3 Влияние узла сероочистки на экономические показатели УКПГ 159
6.2.3.1 Расчет показателей экономической эффективности от реализации технологии очистки газа от сероводорода 159
Общие выводы 162
Список использованных источников 164
Приложение А Акт рабочей комиссии о приемке в эксплуатацию узла очистки от сероводорода 176
Приложение В Фотография узла сероочистки на Добринской УКПГ 180
- Энергетические критерии анализа технологических схем
- Теоретические исследования абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом
- Факторы, влияющие на гидродинамику и размеры насадочных абсорберов
- Анализ влияния узла сепарации газа перед абсорбером на работу УКПГ
Введение к работе
Актуальность темы исследования
Газовая промышленность в России относится к одной из стратегически важных отраслей экономики. Россия занимает ключевое место в мировой системе газоснабжения, обеспечивая 24 % мировой добычи природного газа.
ХХI век – век научно-технического прогресса, сопряжен с проблемой нехватки энергоресурсов. Запасы углеводородов в мире истощаются с каждым годом. Борьба за ресурсы нарастает, проблема открытия новых месторождений газа стоит очень остро.
В этой связи возникает необходимость повышения коэффициента углеводородоотдачи, а также освоение малых по запасам и содержащих сероводород месторождений углеводородов. Запасы сероводородсодержащего газа в нашей стране достигают половину его мировых запасов. В РФ открыто более 160 газовых и газоконденсатных месторождений с наличием сероводорода, основная часть которых относится к разряду малосернистых. Проблемы разработки таких месторождений невозможно решить без создания эффективных технологий промысловой очистки газа от сероводорода.
Из-за отсутствия надежной и экономичной технологии промысловой очистки газа от сероводорода темпы вовлечения в разработку малосернистых месторождений, небольших по запасам, когда строительство газоперерабатывающих заводов не оправдано, остаются низкими. Подготовленные к разработке месторождения находятся в консервации десятки лет, поэтому создание технологии очистки газа от сероводорода для промысловой подготовки отвечает приоритетным направлениям отраслевой Программы ОАО «Газпром» по энергосбережению и является актуальной задачей.
Целью диссертационной работы является разработка технологии промысловой очистки газа от сероводорода для повышения эффективности эксплуатации малосернистых газоконденсатных месторождений.
Основные задачи исследования
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
- изучение состояния эксплуатации месторождений с наличием сероводорода на современном этапе;
- исследование модели абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом и факторов, влияющих на межфазовое равновесие;
- изучение фазовых переходов углеводородов при абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом и их влияние на технико-экономические показатели процесса низкотемпературной сепарации (НТС) газа с целью определения основных технологических характеристик абсорбента;
- изучение факторов, влияющих на массопередачу и гидродинамику при абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом в противоточном насадочном абсорбере;
- разработка технологии промысловой очистки газа от сероводорода для малосернистых газоконденсатных месторождений;
- практическая реализация разработанной технологии и оценка ее влияния на технико-экономические показатели НТС.
Научная новизна работы
1 Разработаны и теоретически обоснованы физико-химические основы процесса очистки газа от сероводорода углеводородным конденсатом при его промысловой подготовке на малосернистых газоконденсатных месторождениях.
2 Впервые определены граничные условия применения углеводородного конденсата в качестве абсорбента сероводорода.
3 Выявлены закономерности влияния технологических параметров на фазовые равновесия в системе «природный газ - сероводород - газовый конденсат». Установлено, что на газоконденсатных месторождениях промывка газа стабильным конденсатом перед низкотемпературной сепарацией позволяет уменьшить затраты энергии на конденсацию углеводородов на установке НТС.
4 Установлена зависимость влияния очистки газа от сероводорода углеводородным конденсатом на степень извлечения пропан-бутанов при промысловой подготовке газа методом низкотемпературной сепарации.
Защищаемые положения:
1 Принципиальная технологическая схема очистки газа от сероводорода углеводородным конденсатом при промысловой подготовке на малосернистых газоконденсатных месторождениях.
2 Результаты исследований абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом в противоточном насадочном абсорбере.
3 Обоснование эффективности эксплуатации малосернистых газоконденсатных месторождений с использованием разработанных технологических приемов по рациональному использованию пластовой энергии при подготовке газа на установках НТС.
4 Выявленные закономерности и технологические приемы по повышению степени извлечения пропан-бутанов при подготовке газа методом низкотемпературной сепарации на малосернистых газоконденсатных месторождениях.
Практическая значимость и реализация работы
Разработанная технология промысловой очистки газа от сероводорода внедрена на Добринском газоконденсатном месторождении. Блок сероочистки в составе установки комплексной подготовки газа эксплуатируется с апреля 2010 года.
Реализация разработанной технологии очистки газа для малосернистых газоконденсатных месторождений позволила обеспечить регламентируемое качество очищенного газа по сероводороду (20 мг/м3), сократить плату за выбросы факельных газов и реализовать добываемый газ в качестве товарной продукции. В результате достигнуто повышение технико-экономических показателей работы УКПГ за счет увеличения производства товарной продукции и сокращения платы за выбросы вредных веществ в атмосферу.
Результаты, полученные автором, используются в институте нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета при чтении лекций по дисциплине «Технология переработки природных газов»
Соответствие диссертации паспорту специальности
Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», пункту, указанному в формуле специальности - область науки и техники, занимающаяся изучением природно-техногенных систем при извлечении из недр углеводородов на базе рационального недропользования, включающего ресурсосберегающие, экологически безопасные и рентабельные системы подготовки скважинной продукции.
В разделе «Области исследований» содержание диссертации соответствует пункту 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, обеспечивающих промысловую подготовку газа к транспорту».
Отрасль наук – технические науки.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на международных, всероссийских и региональных конференциях и совещаниях:
- научно-практические конференции ОАО «СевКавНИПИгаз» «Проблемы эксплуатации и капитальный ремонт скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2003 г. и 2004 г.), «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (г. Кисловодск, 2005 г. и 2006 г.), «Газовой отрасли – энергию молодых ученых» (г. Ставрополь, 2006г.), IX международной научно-практической конференции «Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважин месторождений углеводородов и ПХГ» (г. Кисловодск 2012 г.);
- секции научно-технического совета ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (г. Тюмень, 2008 г. и г. Анапа, 2009 г.), «Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи и подготовки газа на месторождениях, вступивших в заключительную стадию разработки» (пос. Кабардинка, 2010 г.), «Охрана окружающей среды. Энергосбережение.» (г. Москва, 2010 г.).
Публикации
Результаты проведенных исследований автора отражены в 9 печатных работах, из них 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ, в т.ч. патент РФ на полезную модель.
Структура и объем работы
Диссертация изложена на 181 странице машинного текста, включает 68 рисунков и 47 таблиц. Работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка использованных источников из 116 наименований.
Автор благодарит за содействие и поддержку генерального директора ОАО «СевКавНИПИгаз» доктора технических наук, профессора Гасумова Р.А..
В процессе выполнения исследований автор работы пользовалася советами и консультациями сотрудников ОАО СевКавНИПИгаз» докторов технических наук Р.Е. Шестериковой, Н.Г. Федоровой, кандидатов технических наук И.А. Галанина, Л.А. Ильченко, И.Ю. Шихалиева, ощущала помощь коллег по работе Е.К. Расуловой, Л.И. Свинцицкой и работников ООО «Газнефтедобыча» А.Г. Сыпина, В.В. Дунюшкина, Л.И. Яроцкой. Всем им автор выражает свою признательность и глубокую благодарность.
Энергетические критерии анализа технологических схем
Окончательный выбор той или иной технологии определяется дополнительно энергетической оценкой, т.к. использование технико-экономических показателей при выборе той или иной технологии носит субъективный характер.
В таблице 1.9 приводятся сравнительные затраты энергии (электроэнергия, пар, топливный газ, вода) на проведение процесса очистки газа от сероводорода разными методами. Таблица 1.9 -Энергозатраты на очистку газа от сероводорода
Из данных таблицы 1.9 следует, что энергетически выгодными технологиями для промысловой очистки малосернистых газов являются два метода: окислительная абсорбция сероводорода или осаждение сульфидов.
Углубленный анализ окислительных схем и схем с переводом сероводорода в малорастворимые сульфиды позволил сформулировать основные технологические требования для очистки газа от сероводорода на УКПТ Добринекого месторождения. Требования к технологии очистки газа от сероводорода на Добринском месторождении:
- возможность использования простых эмульгационных массообменных аппаратов для осуществления процесса абсорбции сероводорода;
- возможность проведения очистки газа, как при высоком, так и при низком давлении;
- проведение очистки газа при любых температурах;
- исключается использование абсорбентов на основе водных растворов;
- абсорбент должен быть дешевым и доступным;
- простота аппаратурного исполнения технологии регенерации абсорбента;
- абсорбент не должен вызывать коррозии оборудования;
- абсорбент не должен вызывать гидратообразование.
С учетом конкретно сформулированных требований к технологии очистки газа от сероводорода на Добринском месторождении применение обеих технологий на Добринском месторождении будет осложняться проблемой гидратообра-зования.
На рисунке 1.3 показаны условия, при которых природный газ может образовывать гидраты
Поскольку установка сероочистки должна располагаться в начале технологической цепи, т. е. перед НТС, в этих условиях существует опасность гидратооб-разования при использовании абсорбентов на основе водных растворов. По этой причине применение водных растворов окислителей и катионов, образующих труднорастворимые в воде сульфиды, на Добринском месторождении исключается, т.к. при давлении от 8,0 до 12,0 МПа и температуре от 15 до 20 С, наблюдается процесс гидратообразования.
Чтобы исключить проблемы гидратообразования на установке промысловой сероочистки для Добринского месторождения, необходимо разработать новый состав абсорбента, который отличается доступностью и низкой стоимостью.
Для промысловой очистки газа от сероводорода на Добринском месторождении разработана технология с использованием в качестве абсорбента углеводородного конденсата.
Выполненный литературный анализ позволил выявить технические решения по применению углеводородных растворителей для очистки каменноугольного газа от сернистых соединений (США). В качестве абсорбента на промышленных установках сероочистки каменноугольного газа используются легкие углеводородные жидкости, такие как газойль или более легкие [7].
Технология отличается простотой технологического оформления, возможностью работать как при высоком, так и при низком давлениях, использованием простых насадочных массообменных аппаратов, обеспечивающих устойчивую работу абсорбера при изменении нагрузок, как по газу, так и по жидкости. При небольших мощностях по сероводороду технология отличается высокой эффективностью.
Основное оборудование разработанной технологии: сепаратор, абсорбер, емкости, насосы, трубопроводы.
Условия эксплуатации установки сероочистки в составе промысловой УКПГ определяют требования к используемому оборудованию. Эти требования сводятся к следующему:
- обеспечение высокой степени извлечения сероводорода из газа;
- низкий удельный расход реагентов;
- устойчивая и надежная работа в условиях изменения нагрузок по газу и жидкости;
- аппараты не должны быть громоздкими и должны иметь низкую металлоемкость;
- возможность блочной компоновки аппаратов;
- низкая энергоемкость;
- минимальное количество технологических операций.
Наиболее полно поставленным требованиям отвечает конструкция эмульга-ционного абсорбера. Особенно перспективно использование таких аппаратов для процессов, протекающих под высоким давлением. Устойчивые гидродинамические режимы обеспечиваются при скоростях газа от 0,3 до 10 м/с и жидкости от 0,4 до 2 м/с [104].
На Добринском месторождении для очистки газа целесообразно использовать эмульгационный абсорбер с затопленной насадкой.
Теоретические исследования абсорбции сероводорода углеводородным конденсатом
Большой объем теоретических исследований был выполнен для обоснования использования при промысловой очистке газа от сероводорода углеводородного конденсата. Методологической основой исследований являлись законы Payля, Дальтона и Генри, описывающие равновесие между фазами при физической абсорбции [10].
Существует две модели физической абсорбции: прямоточная и противоточ-ная [78]. Эффективность модели абсорбции определяется степенью извлечения сероводорода из газа.
Для выбора модели абсорбции для промысловой очистки газа от сероводорода рассмотрим условия достижения степени очистки, регламентируемой ГОСТ 5542-87, при прямоточном и противоточном режимах работы массообменного аппарата.
Рассмотрим условия межфазного равновесия при прямоточной модели абсорбции, когда растворимость газов подчиняется закону Дальтона [64, 78]. Применительно к очистке газа от сероводорода углеводородным конденсатом уравнение Дальтона имеет вид
Полученное выражение (3.3) позволяет определить давление абсорбции для условий, когда остаточное содержание сероводорода в очищенном газе составляет 20 мг/м . Массовой концентрации сероводорода в газе, равной 20 мг/м , соответствует мольная концентрация, равная C//2s=l,3 10"5 моль/моль. После подстановки численного значения Cll2s =1,3 10" моль/моль в уравнение (3.3) имеем выражение (3.4) для расчета давления при физической абсорбции сероводорода в зависимости от степени насыщения абсорбента сероводородом
На рисунке 3.1 приводятся результаты расчетных исследований по уравнению (3.4) очистки газа от сероводорода углеводородным конденсатом при температуре 15 С.
Константа Генри для сероводорода при 15 С имеет значение KH2s =365 ат [78].
Из данных рисунка 3.1 следует, что на практике достичь регламентируемой степени очистки газа от сероводорода физическим методом в условиях прямоточного движения фаз затруднительно, т.к. для этого необходимо обеспечить давление более сотен тысяч атмосфер, что нереально.
Другим фактором, определяющим условия достижения регламентируемой очистки газа от сероводорода методом физической абсорбции в условиях прямоточного движения фаз, является объем абсорбента. Объем абсорбента зависит от его поглотительной емкости по сероводороду.
Для физической абсорбции поглотительная емкость определяется растворимостью сероводорода в абсорбенте, т.е равновесной концентрацией сероводорода в отработанном абсорбенте.
На растворимость сероводорода в жидких углеводородах оказывает влияние молекулярная масса растворителя, давление и температура.
В таблице 3.1 приводятся экспериментальные данные по растворимости чистого сероводорода в различных углеводородах при н.у.[85].
На основании данных таблицы 3.1 на рисунке 3.2 приводится зависимость растворимости сероводорода от молекулярной массы жидкого углеводорода при нормальных условиях.
Из данных рисунка 3.2 следует, что углеводороды с молекулярной массой от 100 до 110 лучше растворяют сероводород, их поглотительная емкость на 25 % выше, чем углеводородов, масса которых выше 200 кг/кмоль.
Для стабильного углеводородного конденсата Добринского ГКМ молекулярная масса составляет 81,2 кг/кмоль, результаты расчета приводятся в таблице 3.2. Таблица 3.2 — Результаты расчета молекулярной массы стабильного конденсата
Из данных рисунка 3.2 следует, что при нормальных условиях растворимость сероводорода в стабильном углеводородном конденсате Добринского ме-сторождения составляет g0 = 9,21 кг/м" .
На поглотительную способность конденсата оказывает влияние давление газа, от которого зависит величина парциального давления сероводорода в газе.
На основе приведенных выше уравнений (3.1 - 3.3) в таблице 3.3 приводится расчет поглотительной емкости стабильного углеводородного конденсата Добринского месторождения. Таблица 3.3 - Результаты расчета поглотительной емкости абсорбента
На рисунке 3.3 приводятся результаты расчетных исследований влияния давления на парциальное давление сероводорода для газа Добринского ГКМ.
На рисунке 3.4 приводятся результаты расчета поглотительной емкости стабильного углеводородного конденсата Добринского месторождения в зависимости от парциального давления сероводорода в газе.
Совместное решение уравнений (3.1) и (3.7) позволяет получить выражение (3.8), определяющее граничные условия достижения регламентируемой степени очистки газа от сероводорода в условиях прямотока
На рисунках 3.6 и 3.7 приводятся результаты расчетных исследований по уравнению (3.13).
Из данных рисунка 3.6 следует, что объем циркулирующего абсорбента при прямоточной физической абсорбции сероводорода составляет сотни м /ч при концентрациях сероводорода в газе меньше 1 г/м" и увеличивается до нескольких ты-сяч м7ч при концентрации сероводорода в газе выше 1 г/м . Например, при давлении очистки 10,0 МПа и концентрации сероводорода в газе 0,35 г/м объем циркулирующего абсорбента составляет 294 м7ч, а при концентрации сероводорода в обрабатываемом газе 0,15 г/м при том же давлении объем конденсата уменьшается в 2,3 раза и составляет 126 м3/ч. При концентрации сероводорода в газе до 1,5 г/м3 объем циркулирующего абсорбента для полного извлечения сероводорода из газа составляет при аналогичных условиях 1260 м7ч.
Снижение давления также сопровождается существенным увеличением объема абсорбента. Например, при снижении давления на 5,0 МПа объем циркулирующего абсорбента увеличивается в 2 раза.
Факторы, влияющие на гидродинамику и размеры насадочных абсорберов
К гидродинамическим характеристикам насадочных абсорберов относятся: скорость инверсии, количество удерживающей насадкой жидкости, сопротивление насадочных тел, подвисание и захлебывание, унос жидкости и др.[78, 85].
Скорость инверсии в насадочном абсорбере определяет точку захлебывания, которая соответствует такому режиму, когда вся насадка затоплена и начинается выброс жидкости из абсорбера. Точка захлебывания зависит от факторов, которые обуславливают повышение количества удерживаемой жидкости, т.е. от скоростей газа и жидкости, что оказывает влияние на диаметр абсорбера, плотность орошения, на размер и свободный объем насадки, плотность и вязкость абсорбента.
Результаты исследований влияния этих факторов на конструктивные размеры абсорбера приводятся на рисунках.
Из данных рисунка 4.11 следует, что с увеличением удельной поверхности насадки и плотности орошения скорость инверсии снижается. Опытно-промысловые испытания позволили установить, что повышение скорости инверсии сопровождается уносом жидкости из абсорбера. Это происходит вследствие срыва газом капель жидкости с поверхности насадочных тел в верхнем слое насадки. Для уменьшения брызгоуноса в насадочном абсорбере следует обеспечить работу абсорбера в режиме ниже точки инверсии.
Устойчивая и эффективная работа насадочного абсорбера обеспечивается при низких удельных расходах абсорбента и уменьшении удельной поверхности насадки, т.е. увеличении ее размеров.
Конструктивные параметры насадочного абсорбера определяются скоростью инверсии, удельным расходом абсорбента (плотность орошения), удельной поверхностью насадки (размеры насадки), плотностью и вязкостью абсорбента.
Увеличение скорости инверсии в насадочном абсорбере сопровождается уменьшением его диаметра, эта зависимость представлена на рисунке 4.12. Поэтому при очистке газа от сероводорода под высоким давлением целесообразно поддерживать скорость газа вблизи точки инверсии.
Критерием при выборе насадки является наибольшая геометрическая поверхность в единице объема. С этой позиции целесообразно выбирать мелкие насадки. Однако результаты исследований, приведенные на рисунке 4.13, показывают, что при этом увеличивается диаметр абсорбера.
С увеличением плотности орошения и удельной поверхности насадки диаметр абсорбера увеличивается. Уменьшения высоты слоя насадки можно добиться, увеличив удельную поверхность насадки и снизив плотность орошения, что подтверждается данными рисунков 4.14 и 4.15.
Результаты исследований, приведенные на рисунке 4.15, свидетельствуют о том, что применение насадки меньших размеров мало влияет на изменение высоты слоя насадки. Это влияние заметно для насадки большого размера. Существенное влияние на высоту слоя насадки наблюдается при удельных расходах аб-сорбента от 1 до 2 л/м На рисунке 4.16 приводится зависимость диаметра абсорбера от расхода газа.
Из данных рисунка 4.16 следует, что величина необходимого диаметра абсорбера увеличивается при увеличении расхода газа.
Результаты выполненных исследований позволяют заключить, что для снижения капитальных и эксплуатационных затрат при проектировании установок очистки газов от сероводорода углеводородным конденсатом в насадочных абсорберах процесс абсорбции необходимо проводить при минимально возможных давлениях, низких удельных расходах абсорбента, с применением легкого газового конденсата и насадки меньших размеров.
Массообмен в насадочных абсорберах зависит от количества удерживаемой жидкости, которая находится в насадке. Эта величина зависит от капилярных сил и от гидродинамических условий и определяется формой и материалом насадки, а также свойствами абсорбента. Экспериментально установлено, что количество удерживаемой жидкости возрастает с увеличением плотности орошения. Теоретические исследования показывают, что увеличение удельной поверхности насадки повышает количество удерживаемой жидкости, а увеличение плотности абсорбента - уменьшает.
Влияние плотности абсорбента на конструктивные размеры абсорбера показано на рисунках 4.17- 4.20.
При увеличении плотности абсорбента до 780 кг/м3 скорость инверсии увеличивается. Дальнейшее увеличение плотности абсорбента не оказывает влияния на скорость инверсии.
Анализ влияния узла сепарации газа перед абсорбером на работу УКПГ
Большое содержание тяжелых углеводородов в добываемом газе, до 390 г/м , вызывает необходимость предварительной его очистки от жидких углеводородов перед подачей его в абсорбер узла очистка газа от сероводорода. Обусловлено это тем, что жидкость на устье скважины насыщена сероводородом, давление на устье скважины больше давления в абсорбере, при этом растворимость газов в жидкости уменьшается, т. е. происходит процесс дегазации. В случае попадания пластовой жидкости (углеводородного конденсата), насыщенной сероводородом, в абсорбер будет происходить дегазация сероводорода, что приведет к увеличению концентрации сероводорода в очищаемом газе.
Монтаж узла первичной сепарации газа позволяет исключить попадание углеводородного конденсата в абсорбер узла сероочистки.
Как показывает анализ работы УКПГ, режим работы сепаратора оказывает существенное влияние на работу узла НТС и экономические показатели промысла в целом.
Результаты выполненного анализа для скважины № 22 приводятся в таблице 6.5 и показывают изменение состава газа при его движении от забоя до первичного сепаратора.
Из данных таблицы 6.5 следует, что как на устье, при давлении 17,7 МПа, так и в сепараторе, при давлении 8,64 МПа, имеет место двухфазный поток углеводородов. Массовое количество жидкости на устье скважины составляет 40,35% и в условиях сепарации - 41,5 % от общего количества добываемой продукции.
Результаты расчетов показывают, что концентрация сероводорода в жидкой фазе (углеводородном конденсате) больше равновесной концентрации его в газе как при условиях на устье скважины, так и для условий первичной сепарации.
Необходимо отметить, что плотность газа на устье скважины в 1,75 раза меньше плотности жидкости, а в условиях сепарации плотность газа меньше плотности жидкости в 5,8 раза (при уменьшении давления только в 2 раза). Это объясняется тем, что при снижении давления газовая фаза обогащается легкими компонентами, а жидкая - тяжелыми. Например, пентанов в газе на устье скважины в три раза больше, чем при условиях сепарации.
Результаты выполненных расчетов количественных изменений газа и жидкости при движении газа от пласта до сепаратора представлены на рисунке 6.2.
Из данных рисунка 6.2 следует, что массовые расходы газа и углеводородного конденсата на устье скважины и в сепараторе, практически, одинаковы. Однако компонентный состав фаз различен, что имеет большое значение при оценке экономических показателей разработки месторождения.
Технология промысловой обработки газа методом низкотемпературной сепарации предусматривает извлечение из газа тяжелых углеводородов с последующей дегазацией получаемых жидких углеводородов. Поскольку процесс дегазации конденсата проводится при низком давлении, то получаемый в этом процессе газ в настоящее время сжигается на факеле, что приводит к безвозвратным потерям как товарного газа, так и углеводородного конденсата, компоненты которого входят в состав газа дегазации.
В условиях Добринского месторождения, как следует из данных таблиц 6.5 и 6.6, основное количество углеводородного конденсата получается на устье скважины или во входном сепараторе, откуда он направляется на узел стабилизации.
Термодинамические условия во входном сепараторе необходимо поддерживать такими, чтобы свести к минимуму потери продукции на узле дегазации конденсата.
На рисунке 6.3 приводятся данные распределения сероводорода между фазами при движении газа от пласта до сепаратора.
Результаты анализа изменения фазового состояния смеси углеводородов при движении газа от устья до первичного сепаратора свидетельствуют о том, что треть добываемого сероводорода выводится из сепаратора с углеводородным конденсатом. Это позволяет снизить нагрузку на узел очистки газа от сероводорода.
При этом необходимо учитывать, что газы дегазации конденсата будут содержать сероводород, концентрация которого будет больше его концентрации в добываемом газе.
На рисунке 6.4 приводятся данные массового распределения между фазами пропан - бутановой фракции.
Из данных рисунка 6.4 следует, что при снижении давления от устья до сепаратора расход пропан - бутана в газе уменьшается, что снижает энергозатраты на конденсацию этой фракции на установке НТС.
Это приводит к снижению затрат энергии на конденсацию этой фракции на установке НТС и может рассматриваться как важный фактор при снижении пластового давления в процессе разработки месторождения, когда возникнет дефицит холода для поддержания температурного режима на установке НТС.
Давление и температура имеют важное значение для процессов конденсации и испарения тяжелых углеводородов.
На рисунке 6.5 приводятся данные распределения фракции углеводородов С5+ВЫСШ между фазами при движении газа от пласта до сепаратора.
Из данных рисунка 6.5 следует, что можно подобрать такие параметры работы сепаратора (Р, Т), которые обеспечивают максимальное извлечение из газа тяжелых углеводородов. Это позволит существенно уменьшить энергозатраты на их конденсацию на установке НТС.
Результаты выполненных термодинамических исследований фазового состояния газовой смеси на Добринском месторождении при разных термобарических условиях, приведенные в таблицах 6.4, 6.5 и рисунках 6.2 - 6.5, показывают, что необходимые термодинамические и экономические расчеты работы входного сепаратора С-1 позволят определить оптимальные параметры его работы с учетом падения пластового давления газа, при которых обеспечиваются следующие условия:
- оптимального получения товарной продукции (углеводородный конденсат и газ);
- оптимизации условий работы узла сероочистки газа;
- определения условий рационального использования энергии на установке НТС;
- уменьшения потерь продукции на узле стабилизации углеводородного конденсата;
- оценки влияния термодинамических показателей работы первичного сепаратора на экономические показатели УКПГ в целом.
