Мобильные модульные комплексы для подготовки попутного нефтяного газа

Источник: Журнал «PROнефть»

В.Д. Федоренко, А.И. Власов, В.О. Яковлев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») А.С. Кротов, к.т.н. НИИ Энергетического машиностроения МГТУ им. Н.Э. Баумана

Традиционные технологии промысловой подготовки добываемой газоводонефтяной эмульсии в большинстве случаев основываются на гравитационных процессах разделения газа, нефти и воды в емкостном оборудовании. Газовая часть, попутный нефтяной газ (ПНГ), представляет собой смесь легких компонентов (метан, этан) и более тяжелых углеводородов С3+ (пропан и выше) (рис. 1).


Рис. 1. Молярная концентрация компонентов ПНГ Вынгапуровского месторождения первой (а) и второй (б) ступеней сепарации

Первая ступень сепарации предназначена для отделения газа от водонефтяной эмульсии (ВНЭ). Сепарация смеси проводится без повышения температуры и давления. Отделяющийся газ в нефтегазовом сепараторе проходит сепарационный элемент, установленный на выходе из технологического аппарата. Как правило, данный сепарационный элемент является струнной насадкой, которая не задерживает аэрозольные капли легкой нефти, образующиеся в результате дегазации ВНЭ. Таким образом, поток газа становится насыщенным аэрозолем тяжелых углеводородов. Газ с первой ступени сепарации транспортируется по трубопроводам потребителю либо используется на собственные нужды: для путевых подогревателей ВНЭ, газопотребляющего оборудования (газопоршневых электростанций, компреcсорных установок).

После первой ступени сепарации ВНЭ с остатками газа поступает на вторую ступень подготовки нефти, предварительно нагреваясь в путевых подогревателях до температуры 40-60 0C. Данная стадия необходима для реализации термохимического процесса отделения нефти от воды. Давление потока снижается до 0,1-0,2 МПа. В описанных термобарических условиях из нефти выделяется жирный газ, содержащий в основном тяжелую часть ПНГ (пропан, бутан, пентан, гексан) и пары легкой нефти. Попутный газ второй и концевой ступеней сепарации является низконапорным и в основном сжигается на факелах низкого давления.

Наличие в потоке газа тяжелых углеводородов приводит к нерациональному использованию природной энергии и осложнениям при эксплуатации оборудования, систем газосбора и газотранспорта. При потреблении газа в качестве топлива для привода компрессорной установки или для генерации собственной электроэнергии возникают такие явления, как детонация, повышенное сажеобразование, перегрев двигателя внутреннего сгорания и снижение к.п.д., вибрация из-за неравномерного сгорания [1]. Транспорт газа по газопроводу до потребителя сопровождается ретроградной конденсацией и образованием пробок жидкости, создающих дополнительное гидравлическое сопротивление. При сжигании газа происходит потеря ценных, жирных компонентов углеводородов, включая легкую часть нефти.

Таким образом, для повышения эффективности производственных процессов актуальна разработка решения, которое позволит подготовить ПНГ для потребления. С этой целью необходимо реализовать технологию и использовать оборудование для извлечения тяжелых компонентов из ПНГ и возврата их в нефть.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО МЕТОДА ПОДГОТОВКИ ГАЗА

Для подготовки газа и извлечения углеводородных компонентов С3+ в мировой практике применяются четыре основные технологии [2]:

– низкотемпературная сепарация (НТС) тяжелых углеводородных компонентов;

– низкотемпературная конденсация (НТК) тяжелых углеводородных компонентов;

– абсорбционное отбензинивание газов, включая низкотемпературную абсорбцию (НТА);

– адсорбционное отбензинивание газов.

Выбор метода определяется выходом извлекаемых компонентов из исходного газа и допустимыми технологическими параметрами (рис. 2).


Рис. 2. Матрица методов отбензинивания газа в зависимости от требуемых параметров процесса

Традиционные технологические схемы, реализующие методы отбензинивания, являются масштабными, габаритными и металлоемкими (рис. 3) [3]. Многие из них служат стандартными решениями для применения на газоперерабатывающих заводах. Некоторые, такие как абсорбционные методы, почти не находят применения. Другие, такие как 3S-сепарация или турбодетандер, являются специфичными и применяются только в определенных условиях (при высоком перепаде давления).


Рис. 3. Типовая схема установки отбензинивания ПНГ:
ТТР – температура точки росы; ДКС – дожимная компрессорная станция; Г1 – сырой ПНГ; Г2 – газ после сепарации и механической очистки; Г3 – газ, очищенный от Н2S и СО2; Г4 – газ после компримирования; Г5 – очищенный и осушенный газ; Г6 – подготовленный (сухой отбензиненный) газ; Гк – кислый газ; S – сера, К – конденсат; ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов; СУГ – сжиженные углеводородные газы; БГС – бензин газовый стабильный; АСКТ – авиационное сконденсированное топливо

На промысле, в условиях отдаленного расположения месторождений от сервисной инфраструктуры, необходимо внедрение решения, отвечающего требованиям компактного исполнения и автономной работы. Реализованная в оборудовании технология должна отвечать следующим критериям: блочно-модульное исполнение, компактность, минимально допустимое число аппаратов в составе установки; возможность быстрого монтажа, пуска и наладки оборудования; энергоэффективность и автономность; функционирование в широком диапазоне производительности сырья и продукта.

Анализ технологий показал, что подготовка газа методами сжатия и расширения является наиболее затратной, так как отсепарированный ПНГ находится под низким давлением (до 1,0 МПа), а для реализации метода требуется высокое давление технологического потока (до 5,0 МПа).

Преимуществом обладает подготовка ПНГ с использованием внешнего холодильного цикла и ректификационной колонны, так как не требует повышения давления газа на входе, обеспечивает высокую степень извлечения целевых компонентов и управляемое изменение концентрации компонентов в потоке.

В табл. 1 оценочно представлены основные характеристики рассмотренных выше методов подготовки ПНГ. Установка, на которой применяется наиболее актуальная технология, включает блок конденсации выделяемых компонентов газовой смеси с внешним холодильным контуром и блок ректификации полученного конденсата с целью удаления метан-этановых фракций (стабилизации).

Метод Критерии
Сырье
(предпочтит.)
Продукт
Компак-
тность
Требующ.
перепад
давления
Энерго-
эфф-ть
Капитальные вложения Эксплуатац.
затраты
Поступательное разделение смеси (при наличии давления) Любое C1, C2, C3, C4, C5 Низкая Высокий Низкая Средние Высокие
Разделение с прямым охлаждением Любое
C1, C2, C3, C4, C5+ Высокая
Средний
Средняя
Средние
Средние
Абсорбция Любое
C1–C2, C3+ Низкая Средний
Низкая
Низкие
Высокие
Низкотемпер.
абсорбция
Газ с высоким
содержанием C3+
C2–C3, C3+
Средняя Низкий Высокая Средние
Низкие
Низкотемпер.
сепарация
Любое
C1, C2, C3, C4, C5+
Высокая Низкий
Высокая
Средние
Средние
Низкотемпер.
ректификация
Любое
C1, C2, C3, C4, C5+
Средняя
Низкий
Высокая
Высокие-средние Низкие-Средние
Восстановление пропана Газ с высоким
содержанием C3+
C3+,
C1–C2
Средняя
Средний
Высокая
Высокие Средние
Мембранные
технологии
Сухой газ C1–C2, C3+
Высокая
Высокий
Низкая
Средние
Высокие
Адсорбционные
технологии
Сухой газ
C1–C3, C4+** Высокая Низкий
Низкая
Низкие Высокие
Компрессионный метод с дросселем / вихревой трубой / 3S Сухой газ
СУГ Низкая
Средний Средняя Средние
Средние

Примечание. Цветом выделены технологии, в большей степени отвечающие требованиям реализации оборудования для применения на промысле.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АППАРАТУРНОГО ОФОРМЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ МОБИЛЬНОСТИ КОМПЛЕКСА

Модельные исследования в специализированном программном комплексе Aspen HYSYS на примере объекта ООО «Газпромнефть-Оренбург» демонстрируют, что для получения максимального количества ликвидных продуктов температура охлаждения потока ПНГ должна быть равна –60 °C (рис. 4). При этом для обеспечения компактности комплексов и снижения стоимости оборудования целесообразно применение однокаскадных холодильных циклов, а также охлаждение входного потока ПНГ и конденсатора ректификационной колонны одной холодильной машиной.


Рис. 4. Технологическая модель Aspen HYSYS блока отбензинивания ПНГ Царичанского и Филатовского месторождений

Одним из решений задачи по снижению металлоемкости, повышению энергоэффективности и увеличению диапазона применения разрабатываемой технологии служит смесевая холодильная машина, широко используемая в мире для сжижения природного газа. Данное оборудование позволяет получить низкие температуры без каскадного охлаждения. Сравнительные параметры каскадной и смесевой холодильных машин, рассчитанных на одну холодопроизводительность, приведены в табл. 2.

Параметры Холодильная машина
каскадная смесевая
Число холодильных
компрессоров
2 1
Суммарное
электропотребление,кВт
380 305
Суммарная объемная
производительность
компрессоров, м3
1585 1228
Необходимость в
расширительных емкостях
Да Нет

Следующими для оптимизации были выбраны процессы передачи холода и сепарации. В низкотемпературной технике и процессах нефтегазопереработки применяются два основных типа теплообменников: пластинчато-ребристые и витые. Для уменьшения притока тепла из окружающей среды необходимо обеспечить конструкцию с малым сопротивлением каналов прямого и обратного контуров теплообменных аппаратов [4]. Такая конструкция должна быть компактной, высоконадежной, обладать стойкостью к большим перепадам температур по длине аппарата и резким изменениям температуры и давления в периоды пуска и остановки системы. Принятые в составе установки многопоточные теплообменники компактны и не зависят от перепадов температуры. Они обеспечивают высокие значения коэффициентов теплопередачи и к.п.д., отличаясь прочностью каналов, малой протяженностью паяных (сварных) соединений и, следовательно, высокой надежностью.

Оптимизация металлоемкости газосепаратора для разделения ПНГ и извлекаемого конденсата реализуется за счет его исполнения в виде встроенной секции вертикального колонного аппарата, при этом сокращаются гидравлические потери на перемещение сырьевых потоков и площадь размещения оборудования.

Рассмотренные технические решения позволяют снизить энергопотребление внедряемой установки на 20 %, уменьшить число и размеры основных аппаратов и использовать высокоэффективное оборудование в блочно-модульном исполнении высокой заводской готовности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработка комплексного решения в виде блока отбензинивания газа позволит компании «Газпром нефть» повысить эффективность производственных процессов и уровень использования ПНГ на промысловых объектах. Описанная технология дает возможность снизить потери легкой нефти и ценных жидких компонентов попутного газа, обеспечить надежность работы газопотребляющего оборудования и сократить операционные затраты на его эксплуатацию.

Список литературы

1. Технология мягкого парового риформинга нефтяного газа на месторождении ПАО «Газпром нефть» // А.И. Власов, Д.В. Самофалов, Ю.В. Гуйо [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 72-75.

2. Тараканов Г.В, Мановян А.К. Основы технологии переработки природного газа и конденсата. – Астрахань, АГТУ, 2010. – 192 с.

3. Каминский А.В. Развитие глубокой переработки газа в мировой экономике // Российский внешнеэкономический вестник. – 2013. – № 9. – С. 106-113.

4. Обзор методов низкотемпературной переработки попутных нефтяных газов/ Е.А. Атабегова, Л.Б. Волокитин, С.А. Гаранов, С.Д. Глухов // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Серия «Машиностроение». – 2010. – Специальный выпуск. – С. 230-235.


Авторы статьи:  В.Д. Федоренко, А.И. Власов, В.О. Яковлев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») А.С. Кротов, к.т.н. НИИ Энергетического машиностроения МГТУ им. Н.Э. Баумана
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку