Исследование эффективности работы установок низкотемпературной сепарации

Определение оптимальных технологических режимов, а также повышение эффективности процесса проектирования технологических схем на нефтяных и газовых месторождениях являются одними из важнейших факторов, влияющие на научно-технический прогресс в нефте- и газодобывающей промышленности.

На эффективность разделения водонефтяной эмульсии на нефть, газ и воду на промысле оказывают влияние различные технологические параметры. Правильный подбор условий работы оборудования определяет качество продуктов, поступающих в магистральные нефте- и газопроводы. Определение оптимальных технологических параметров существенно облегчается с применением компьютерных моделирующих систем.

Ключевые слова: очистка природного газа, природный газ, низкотемпературная сепарация, технологические режимы, термобарические условия.

Determining the optimal technological modes, as well as improving the efficiency of the process of designing technological schemes in oil and gas fields are among the most important factors affecting the scientific and technological progress in the oil and gas industry.

The efficiency of separation of oil-water emulsion into oil, gas and water in the field is influenced by various technological parameters. The correct selection of equipment operating conditions determines the quality of products entering the main oil and gas pipelines. The determination of optimal technological parameters is greatly facilitated by the use of computer modeling systems.

Keywords: treatment of natural gas, natural gas, low temperature separation, process conditions, temperature and pressure conditions.

Сепарацией, как правило, называют процесс разделения на газовую, жидкую и твердую фазы исходной водонефтяной эмульсии.

Процесс сепарации является одним из основных технологических процессов промысловой подготовки газа на газовых и газоконденсатных месторождениях. Газовые сепараторы используют для отделения от природного газа капель жидких углеводородов (конденсата) и воды, а также твердых мехпримесей, выносимых из пласта потоком газожидкостной смеси.

Эффективность процесса сепарации при подготовке газа во многом определяет качество газа и газоконденсата для их последующего транспорта. Требования к качеству газовой продукции прописаны в СТО Газпром 089–2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия» [1, c. 5].

Эффективность работы сепаратора зависит от многих факторов. К самым основным относятся: термобарические условия при которых осуществляется процесс сепарации, физические свойства и состав природного газа; содержание капель жидкости и твердых частиц в добываемом газе; нагрузка аппарата по газу и жидкости; количество ступеней сепарации, которое определяется количеством сепарационных установок [2, c. 98].

В процессе проектирования УКПГ (установка комплексной подготовки газа) проектные решения, как правило, выбирают исходя из результатов расчетов различных вариантов многоступенчатой сепарации газоконденсатных смесей и стабилизации газового конденсата [3, c. 381].

Известно, что при утяжелении исходной смеси углеводородами С ₅₊ , возрастает количество извлекаемой жидкой фазы. В качестве примера приведены результаты расчета процесса трехступенчатой сепарации газоконденсатной смеси и двухступенчатой стабилизации насыщенного конденсата. Состав пластовой смеси, поступающей на сепарацию следующий (мол. %): С ₁ = 89,2; С ₂ = 5,3; С ₃ = 1,9; С ₄ = 0,9; С ₅₊ = 2,7. Давление и температура на первой, второй и третьей ступенях блока сепарации соответственно равны 11,3 МПа и 303 К; 8,3 МПа и 293 К, 6,2 МПа и 248 К. Давление и температура на первой и второй ступенях блока стабилизации соответственно равны 4 МПа и 281 К; 0,5 МПа и 293 К.

Рассчитывались два варианта процесса сепарации пластовой смеси. По первому варианту газ дегазации и стабильный конденсат из блока стабилизации на блок сепарации не подавались, во втором варианте — подавались.

Расчеты показали, что подача стабильного конденсата и газа дегазации из блока стабилизации в блок сепарации приводит к увеличению выхода насыщенного конденсата на второй и третьей ступенях сепарации соответственно в 2,1 и 1,5 раза соответственно. Однако при этом составы, поступающие в магистральный газопровод газов сепарации и их свойства, полученные при первом и втором вариантах расчетов, практически совпадают.

Увеличение подачи насыщенного конденсата на блок стабилизации приводит к увеличению его выхода примерно в 2 раза. В то же время подача стабильного конденсата и газа дегазации в блок сепарации оказывает незначительное влияние на результат стабилизации насыщенного конденсата. При втором варианте сепарации пластовой смеси выход газа дегазации со второй ступени стабилизации конденсата увеличивается только на 1,06 %, а содержание метана в стабилизированном конденсате уменьшается на 2,2 %.

Таким образом, при втором варианте схемы сепарации пластовой смеси значительно увеличивается выход конденсата с блока сепарации при этом остаются неизменным состав газа сепарации на третьей ступени и результаты стабилизации насыщенного конденсата.

Давление и температура также оказывают существенное влияние на разделение компонентов газожидкостной смеси по фазам.

С увеличением давления в низкотемпературном сепараторе возрастает количество углеводородов, перешедших в жидкую фазу (рисунок 1). Данный процесс связан с увеличением конденсации метана, этана и более высокомолекулярных углеводородов. Также пропорционально этому растет объем газов низкого давления, что способствует повышению эксплуатационных затрат.

При повышении давления в низкотемпературном сепараторе расход газа уменьшается, при этом расход жидкости возрастает. Это объясняется конденсацией тяжелых компонентов газа С ₅₊ и переходом их в жидкое состояние.

Выбор температуры процесса низкотемпературной сепарации на промысловых установках, с технологической точки зрения, осуществляется в основном из-за необходимости получения требуемой точки росы газа, которая обеспечивает его транспортирование в однофазном состоянии. В настоящее время выбор температуры процесса низкотемпературной сепарации осуществляется также с целью увеличения выхода пропан-бутановой фракции [4, c. 168].

При этом необходимо учитывать, что при снижении температуры в НТС повышается степень конденсации более легких компонентов (рисунок 2).

Рис. 2. Зависимость расхода жидкости и газа от температуры

При повышении температуры в сепараторе НТС расход газа увеличивается, при этом расход жидкости уменьшается. Данный процесс объясняется испарением более легких компонентов и перехода их в газообразное состояние.

При повышении температуры в сепараторе НТС температура точки росы по воде и углеводородам повышается (рисунок 3). Данный процесс объясняется увеличением концентрации углеводородов С ₅₊ за счет испарения, а также за счет увеличения влажности газа.

Таким образом, увеличение выхода газового конденсата определяется как повышением давления, так и снижением температуры процесса низкотемпературной сепарации. Определение наиболее оптимального технологического режима процесса НТС осуществляется на основе анализа работы действующих установок при проектировании УКПГ и других промысловых объектов. При этом, учитывая перспективность развития газовой отрасли и теоретических основ процесса сепарации, повышение эффективности НТС обусловлено за счет снижения температуры.

Литература:

1. СТО Газпром 089–2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия». — Москва: ОАО «Газпром», 2010. — 19 с.
2. Гуревич, Г. Р. Сепарация природного газа на газоконденсатных месторождениях / Г. Р. Гуревич, Е. Д. Карлинский. — Москва: Недра, 1982. — 197 c.
3. Технологические процессы и методы расчета оборудования установок подготовки углеводородных газов / Г. К. Зиберт [и др.]. — Москва: РГУ нефти и газа И. М. Губкина, 2015. — 447 c.
4. Мельников, В. Б. Сбор и подготовка газа и газового конденсата. Низкотемпературные процессы / В. Б. Мельников, Н. П. Макарова, Е. Б. Федорова. — Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа И. М. Губкина, 2012. — 322 c.