Анализ технологий промысловой подготовки газа



В настоящее время Россия увеличивает долю добываемого газа с повышенным содержанием растворенного в нем конденсата. Товарными продуктами промысловой подготовки газов газоконденсатных месторождений являются товарный газ и нестабильный или деэтанизированный конденсат.

На месторождениях Западной Сибири подготовка газа газоконденсатных месторождений осуществляется, как правило, по технологии низкотемпературной сепарации (НТС). В данной технологии газ охлаждается за счёт наличия избыточного давления между входом и выходом на установке подготовки газа (УКПГ). На практике реализованы типовые и экспериментальные технологические схемы подготовки конденсатсодержащих газов с использованием дроссельного, эжекторного или турбодетандерного устройства. Реализованные в России технологии промысловой подготовки природного газа характеризуются областью технологических параметров и имеют ряд недостатков.

Проведенный анализ позволяет выделить перспективные направления развития новых технологических решений в области промысловой подготовки конденсатсодержищих газов.

Ключевые слова: подготовка газа, природный газ, конденсатосодержащий газ, установка комплексной подготовки газа, низкотемпературная сепарация.

Currently, Russia is increasing the share of gas produced with an increased content of dissolved condensate in it. Commercial products of field gas treatment of gas condensate fields are commercial gas and unstable or deethanized condensate.

In the fields of West Siberia, the gas treatment of gas condensate fields is carried out, as a rule, using the low-temperature separation technology (NTS). In this technology, the gas is cooled by the presence of an overpressure between the inlet and outlet at the gas treatment plant (GCP). In practice, standard and experimental technological schemes for the preparation of condensate-containing gases using a throttle, ejector or turbo-expander device are implemented. The technologies of field preparation of natural gas implemented in Russia are characterized by a range of technological parameters and have a number of disadvantages.

The analysis allows us to identify promising areas for the development of new technological solutions in the field of field preparation of condensate-containing gases.

Keywords: gas treatment, natural gas, condensate-containing gas, installation of integrated gas preparation, low-temperature separation.

Подготовка природного газа газоконденсатных месторождений осуществляется на установках комплексной подготовки газа (УКПГ), расположенных на промысле. Основными товарными продуктами УКПГ являются подготовленный газ и углеводородный конденсат, соответствующие требованиям СТО и ГОСТ.

В настоящее время на месторождениях России промысловая подготовка природных газов проводится до требований, которые будут обеспечивать дальнейший его транспорт по магистральным трубопроводам в однофазном состоянии. Нормативным документом, который регламентирует качество товарного газа, подготовленного на УКПГ, является СТО Газпром 089–2010 [1, с.5]. Основными показателями данного документа являются показатель точки росы по углеводородам и воде.

Принцип подготовки природного газа методом низкотемпературной сепарации заключается в последовательном охлаждении углеводородного сырья на линиях УКПГ с последующим отделением жидкой углеводородной и водной фаз [2, с.295].

Эффективность технологической схемы подготовки конденсатсодержащих газов определяется степенью извлечения компонентов С ₃ -С ₄ и С ₅₊ и их остаточным содержанием в товарном газе. Степень извлечения и остаточное содержание компонентов С ₃ -С ₄ и С ₅₊ регулируется, как правило, термобарическими параметрами процесса НТС. На рисунке 1 представлены результаты расчетов на различных температурных режимах.

Рис. 1. Зависимости степени извлечения и содержания компонентов С ₃ -С ₄ и С ₅₊ в газе сепарации от термобарических параметров

Исходя из результатов расчетов можно сделать вывод, что для достижения максимальной степени извлечения компонентов С ₃ -С ₄ и С ₅₊ процесс сепарации газа следует проводить при достаточно низких температурах и давлениях, которые по своему значению приближаются к значению давления максимальной конденсации.

Охлаждение газа на установках НТС происходит за счёт внешнего источника холода или за счёт перепада давления между входом и выходом с УКПГ в специальных охлаждающих элементах — дросселе, эжекторе или детандере.

Наиболее распространёнными технологическими схемами НТС на месторождениях Западной Сибири являются схемы с дросселем или эжектором. Данные схемы включают, как правило, двух- или трехступенчатую сепарацию газа. Охлаждение газа осуществляется между ступенями сепарации в рекуперативных теплообменниках, а также в дросселе или эжекторе.

Низкотемпературная сепарация газа с эжектором успешно применяется на начальной стадии разработки месторождения при высоких давлениях входного газа.

В технологических схемах НТС с дросселем или эжектором увеличение степени извлечения компонентов С ₃ -С ₄ и С ₅₊ может быть достигнуто только за счет снижения температуры в сепараторах НТС. На рисунке 2 приведены расчётные зависимости степени извлечения С ₃ -С ₄ и С ₅₊ при давлении в НТС 6,0 МПа.

Рис. 2. Зависимость степени извлечения и остаточного содержания компонентов С ₃ -С ₄ и С ₅₊ от температуры НТС

Из рисунка 2 видно, что при снижении температуры в НТС с минус 20 до минус 60 °С увеличивается степень извлечения компонентов С ₃ -С ₄ и С ₅₊ .

Минимальной температурой НТС для эжекторной технологии является температура примерно минус 30 °С. При более низких температурах увеличивается количество низконапорных газов на последней ступени дегазации конденсата, которые в качестве пассивного потока поступают на эжектор. В следствие этого происходит запирание эжектора и нарушается работа всей схемы в целом [3, с.22].

С использованием дросселя в схемах НТС минимальная температура сепарации также составляет примерно минус 30 °С, так как увеличивается количество низконапорных газов на последней ступени дегазации нестабильного конденсата, что приводит к несоблюдению требований качества газа по точке росы по углеводородам и воде.

Наиболее существенным недостатком технологии НТС с применением дросселя и эжектора, является поддержание требуемого перепада давления газа на УКПГ, которое составляет 5–6 МПа. Для обеспечения такого перепада давления необходимо вводить дожимную компрессорную станцию (ДКС).

Также имеют широкое распространение технологические схемы НТС с детандер-компрессорным агрегатом ( ТДА). Использование ТДА позволяет достигать более низких температур при том же перепаде давления в 5–6 МПа.

Существенное влияние на технологические параметры работы установки подготовки газа оказывает последовательность процессов компримирования и детандирования в технологиях НТС с ТДА [4, с.57].

Подключение ТДА по схеме «компрессор-детандер» позволяет проводить процесс низкотемпературной сепарации при постоянной температуре около минус 35 °С и давлении достаточно близком к давлению газа на выходе с УКПГ.

Работа технологической схемы при подключении ТДА по схеме «детандер-компрессор» позволяет использовать холод окружающей среды. Так, например, в зимний период температура сепарации может быть достигнута минус 50 °С, однако летом температура газового потока опускается не ниже минус 25 °С.

Особенностью подготовки природного газа методом НТС с ТДА по схеме подключения «детандер-компрессор» является проведение процесса НТС при давлении максимально приближенному к области максимальной конденсации компонентов С ₃₊ . Поэтому использование данной технологической схемы позволяет увеличить выход жидких углеводородов по сравнению с эжекторной или дроссельной технологией.

Таким образом, чтобы иметь возможность осуществлять низкотемпературную сепарацию с применением ТДА, необходимо проводить дополнительную подготовку газов дегазации перед их подачей в товарный газ. Это позволит снизить температуру газового потока до минус 50 °С, что увеличит выход товарного нестабильного конденсата, при этом будут соблюдены требования к подготовленному газу в соответствии с СТО.

Вывод: На месторождениях Западной Сибири подготовка природного газа газоконденсатных месторождений, как правило, осуществляют по технологии низкотемпературной сепарации с использованием дросселя, эжектора или детандера в качестве холодопроизводителя. Температурный уровень сепарации при данной технологии составляет минус 30…минус 35 °С. Наиболее перспективным направлением развития технологии НТС является дальнейшее снижение температуры газового потока. При использовании технологии НТС с эжектором этому препятствует резкое увеличение количества газов на последней ступени дегазации нестабильного конденсата, что выводит из строя работу эжектора и всей схемы НТС. При применении дроссельной или турбодетандерной технологии газ дегазации после компримирования поступает в товарный газ, что ограничивает температурный уровень газового потока значением около минус 35 °С. Для того, чтобы снизить температуру газового потока необходимо вводить дополнительную подготовку низконапорных газов на последней ступени дегазации перед их подачей на эжектор или в газ сепарации.

Литература:

1. СТО Газпром 089–2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия». — Москва: ОАО «Газпром», 2010. — 19 с.
2. 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 имени И. М. Губкина, 2012. — 322 c.
3. Границы применимости технологии НТС / А. Н. Кубанов, Е. Н. Туревский, А. В. Елистратов, Т. С. Цацулина. — Текст: непосредственный // Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. — 1997. — № 11. — С. 19–26.
4. Применение турбохолодильной техники на УКПГ: компрессор-детандер или детандер-компрессор / А. Н. Кубанов, А. В. Козлов, А. В. Прокопов, Т. С. Цацулина. — Текст: непосредственный // Наука и техника в газовой промышленности. — 2011. — № 3. — С. 55–62.