Извлечение тяжелых углеводородов из низконапорного нефтяного газа при промысловой подготовке нефти

24.06.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Recovery of heavy liquid hydrocarbons from low-head associated petroleum gas during oil production processing

УДК 622.276.8; 622.279.8 

С.С. Иванов, к.т.н.
ПАО «Гипротюменнефтегаз»,
П.В. Гальчанский
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Ivanov@gtng.ru

Ключевые слова: проектирование и разработка месторождений, сепарация нефти, фазовые переходы, извлечение углеводородов из газа, абсорбция, низкотемпературная сепарация

S.S. Ivanov
Giprotyumenneftegas PJSC, RF, Tyumen,
P.V. Galchanskiy
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

When designing oil treatment facilities in order to increase the efficiency of field development, increase output and reduce oil losses, it is necessary to envisage processes for extracting heavy hydrocarbons from associated petroleum gas and returning them to oil, provided that the requirements for saturated vapor pressure of commercial oil are met. Comparison of heavy hydrocarbon separation technologies from low-pressure gas determines the choice in favor of the absorption method as compared to low-temperature separation. Despite the lower amount of hydrocarbons recovered, the absorption method has better economic indicators: lower total cost of ownership (capital and operating costs), positive net cash flow.

Keywords: field design and development, oil separation, phase transitions, the management development system, extraction of hydrocarbons from gas, absorption, low-temperature separation

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-2-59-64
 

Введение

При подготовке нефти на нефтяных промыслах из-за несовершенства процесса однократного испарения или сепарации с газом сепарации происходят потери нефти – легкие фракции нефти направляются с нефтяным газом потребителю. При этом потери нефти могут составлять до 1 %. Потери из-за неравновесных фазовых переходов в несколько раз превышают потери от испарения, которые были бы при равновесном разгазировании нефти до атмосферного давления в сепараторе концевой ступени [1].

Содержание легких фракций в нефти регламентируется давлением насыщенных паров (ДНП) по Рейду (не более 66,7 кПа согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002). В процессе подготовки нефти к транспорту выход товарной нефти и ДНП нефти могут увеличиваться или уменьшаться в зависимости от термобарических условий сепарации, влияющих на массообмен и распределение легких фракций нефти (тяжелых фракций газа) между газовой и жидкой фазами. При этом для увеличения выхода товарной нефти/снижения потерь нефти следует обеспечить максимально возможное сохранение в ней легких фракций (не допуская превышения ДНП установленного в ГОСТ Р 51858-2002 значения) [2].

В случае возможного увеличения ДНП нефти до регламентированных ГОСТ Р 51858-2002 значений увеличение выхода товарной нефти возможно за счет изменения режимов сепарации и выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа, которые излишне растворены в последнем из-за несовершенства процесса сепарации нефти или однократного испарения [3]. 

Для газоразделения или выделения тяжелых углеводородов из нефтяного газа с целью повышения выхода товарной нефти возможно применение двух технологий:

– низкотемпературной сепарации с внешним холодильным циклом;

– абсорбции нефтью.

Применение той или иной технологии в первую очередь определяется источником газа – ступенью сепарации нефти. Составы газов ступенчатой сепарации средней нефти месторождения Ч приведены в табл. 1. Из табл. 1 видно, что в низконапорном нефтяном газе содержится большое количество легких жидких углеводородов.


В статье рассмотрено применение данных технологий. Процессы осуществляются после компримирования низконапорного газа на вакуумной компрессорной станции при давлении 0,7 МПа. 

Низкотемпературная сепарация с внешним холодильным циклом

Принципиальная схема применения низкотемпературной сепарации для выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа в процессе подготовки нефти приведена на рис. 1.

Низконапорный нефтяной газ из промежуточного и концевого сепараторов направляется на вакуумную компрессорную станцию (ВКС), здесь газ нагнетается до давления

0,7 МПа, отделяется масло, нагнетаемое в компрессор. Далее газ охлаждается в воздушном холодильнике и направляется на газоразделение. Затем газ направляется в рекуперативный теплообменник Т1, где охлаждается потоком газа из низкотемпературного сепаратора С1, далее охлаждается в конденсаторе Х1 до температуры от –5…до –30 ºС и направляется в низкотемпературный сепаратор С1, где происходит разделение на газ, углеводородный конденсат и воду. Для предотвращения гидратои льдообразования при газоразделении в поток газа перед Т1 впрыскивается ингибитор гидратообразования – этиленгликоль или метанол. Углеводородный конденсат из низкотемпературного сепаратора С1 подается в колонну стабилизации К1, где из конденсата выделяются углеводороды С5+, которые затем смешиваются с нефтью. Легкие углеводороды из верхней части колонны направляются на смешение с газом и далее потребителю. Водный раствор этиленгликоля из сепаратора С1 идет на регенерацию или утилизируется.


Рис. 1. Схема применения низкотемпературной сепарации для выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа (И1 – испаритель)

Охлаждение газа в конденсаторе Х1 происходит на пропановой холодильной установке ПХУ1.

Выход углеводородного конденсата зависит от режимов работы низкотемпературного сепаратора С1 и колонны К1. Рассмотрим влияние режимов низкотемпературной сепарации на количество выделяемых тяжелых углеводородов из газа, ДНП углеводородного конденсата и потенциал смешения с товарной нефтью.

Расчет выполнялся для газа, состав которого приведен в табл. 1, и следующих условий применения технологии:

– температура в низкотемпературном сепараторе – от 0 до –30 ºС;

– режимы работы колонны К1 определены для ДНП углеводородного конденсата не более 122 кПа.

Расчет процессов фазовых переходов (низкотемпературной сепарации) проводился с помощью уравнения Пенга – Робинсона [4], процесса ректификации – по уравнению Рауля – Дальтона и Пенга – Робинсона [5].

Результаты расчетов приведены на рис. 2, 3. Выход углеводородного конденсата зависит от температуры в низкотемпературном сепараторе: в пересчете на количество добываемой нефти выход конденсата изменяется от 0,83 до 0,93 (разница, или 1000 т при годовой добыче 1 млн т.). Суммарное энергопотребление на охлаждение газа и нагрев конденсата составляет от 0,5 до 0,7 МВт на 1 т выделяемого конденсата, в связи с этим можно сделать вывод об энергозатратности данного процесса выделения углеводородного конденсата.

Значение ДНП смеси нефти и конденсата подчиняется правилу аддитивности [6]


где Qп, Qк, Qсм – массовый расход соответственно нефти, конденсата и их смеси; ДНПн, ДНПк, ДНПсм – давление насыщенных паров соответственно нефти, конденсата и их смеси.


При условии ДНПсм≤66,7кПа, ДНПк≤122кПа, Qк=0,01Qн формула (1) принимает следующий вид:


Таким образом, смешение выделяемого из газа углеводородного конденсата с нефтью возможно при ДНП нефти менее 66,0 кПа. Данный случай является частным и при рассмотрении технологии низкотемпературной сепарации для нефти и нефтяного газа конкретного месторождения необходимо проверять возможность смешения конденсата с нефтью при ДНП товарной нефти не более 66,7 кПа.

 

Рис. 2. Выход углеводородного конденсата в процессе низкотемпературной сепарации в расчете на количество добываемой нефти (1) и объем поступающего газа (2)


Рис. 3. Энергопотребление на охлаждение газа (1) и нагрев конденсата (2) в процессе низкотемпературной сепарации

Абсорбация нефтью

Принципиальная схема применения абсорбционного способа выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа в процессе подготовки нефти приведена на рис. 4. Низконапорный нефтяной газ направляется на вакуумную компрессорную станцию ВКС1. Здесь газ нагнетается до давления 0,7 МПа, отделяется масло, подаваемое в компрессор, далее газ охлаждается в воздушном холодильнике и направляется в сепаратор С1. В сепараторе С1 происходит отделение выделившихся в результате сжатия и охлаждения водного и углеводородного конденсатов от газа.


Рис. 4. Схема применения абсорбционного способа выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа в процессе подготовки нефти (М1 – маслоотделитель; АВО1 – аппарат воздушного охлаждения)

Затем газ и конденсат направляются в нижнюю часть абсорбера А1, в верхнюю часть которого насосом Н1 подается стабильная нефть. В абсорбере А1 в результате массообмена нефть обогащается углеводородами С5+. Из верхней части абсорбера А1 газ подается потребителю, а из нижней части нефть направляется на смешение с товарной нефтью и далее в напорный (магистральный) нефтепровод.

Извлечение углеводородного конденсата зависит от режимов работы абсорбера А1: кратности орошения (количества подаваемой на абсорбцию нефти), температуры абсорбции и состава газа.

Рассмотрим влияние режимов абсорбции на количество выделяемых тяжелых углеводородов из газа и ДНП нефти. Расчет выполнялся для газа, состав которого приведен в табл. 1, при следующих условиях применения технологии:

– температура абсорбции – от 20 до 50 ºС;

– кратность орошения – от 0,1 до 4 м3 нефти на 1000 м3 газа.

Расчет процесса абсорбции проводился с помощью уравнений фазовых равновесий [7, 8]. Результаты расчета приведены на рис. 5. 


Рис. 5. Выход углеводородного конденсата в расчете на количество добываемой нефти в процессе абсорбции при температуре 50 (1), 40 (2), 30 (3) и 20 (4) °С


Рис. 6. Зависимость выхода углеводородного конденсата (1) и ДНП (2) от состава низконапорного газа для процесса абсорбции

Выход углеводородного конденсата зависит от кратности орошения и температуры абсорбции. В пересчете на количество добываемой нефти выход конденсата изменяется от 0,3 до 1,3 % при температуре абсорбции от 50 до 20 ºС, при этом ДНП извлеченного конденсата составляет от 81 до 215 кПа (ДНП – 81 кПа при температуре 50 ºС; 111 кПа – при температуре 40 ºС; 158 кПа – при температуре 30 ºС; 215 кПа – при температуре 20 ºС). Снижение температуры абсорбции ниже 30 ºС не рекомендуется, несмотря на более высокий выход конденсата, поскольку при атмосферном давлении из конденсата выделяется растворенный газ.

Выход углеводородного конденсата в занчительной степени зависит от состава низконапорного газа (рис. 6). Из рис. 6 видно, что с утяжелением газа закономерно увеличивается выход углеводородного конденсата, при этом возрастает ДНП за счет растворения легких компонентов газа в конденсате.

Выбор способа выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа с целью повышения выхода товарной нефти необходимо выполнять на основании технико-экономических расчетов.

Сравнение двух способов по технико-технологическим критериям показало следующее. Способ низкотемпературной сепарации дает возможность выделить больше тяжелых углеводородов из газа и увеличить выход нефти, однако требует больших энергозатрат, способ абсорбционного выделения углеводородов обладает меньшей металлоемкостью и простотой эксплуатации.

В табл. 2 приведено технико-экономическое сравнение рассмотренных способов, которое выполнялось для следующих условий: добыча нефти – 1 млн т/год, газовый фактор – 400 м3/т, плотность нефти – 850 кг/м3, состав газа приведен в табл. 1.


Заключение

При проектировании объектов подготовки нефти с целью повышения эффективности разработки месторождения, увеличения выхода и снижения потерь нефти необходимо предусматривать извлечение тяжелых углеводородов из нефтяного газа и возврат их в нефть при условии соблюдения требований по ДНП товарной нефти.

Сравнение технологий выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа определяет преимущество абсорбционного способа по сравнению с низкотемпературной сепарацией. Несмотря на меньшее количество извлеченных углеводородов, абсорбционный способ обладает лучшими экономическими показателями: меньшей стоимостью совокупного владения (капитальные вложенияи эксплуатационные затраты) и положительным показателем FCF. 

Список литературы

1. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. – Казань, ФЭН, 2002. – 408 с.

2. Увеличение выхода нефти и снижение содержания легких жидких углеводородов в попутном нефтяном газе при проектировании установок подготовки нефти. Часть I / С.С. Иванов, М.Ю. Тарасов, А.А. Зобнин [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 138-140.

3. Максимов Ю.В., Иванов С.С., Замаскина Е.В. Сепарация нефти, добываемой из подгазовых нефтяных оторочек / // Нефтяное хозяйство. – 2017. –

№ 9. – С. 124-127.

4. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2002. – 575 с.

5. Кисленко Н.Н. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: в 2 ч. – Ч. 1. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. – 517 с.

6. Магомедшерифов Н.И., Леонтьев С.А. Исследование метода гравитационного разделения нефти и воды (холодного отстоя) на месторождениях ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз». В сб. Нефть и газ Западной Сибири. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – 142 с.

7. Рамм В.М. Абсорбция газов. – М.: Химия, 1976. – 655 с.

8. Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья. – М.: Недра, 1977. – 239 с. 

Reference

1. Tronov V.P., Separatsiya gaza i sokrashcheniye potyer' nyefti (Gas separation and reduction of oil losses), Kazan': FEN Publ., 2002, 408 p.

2. Ivanov S.S., Tarasov M.YU., Zobnin A.A. et al., Oil yield enhancement and reduction of light liquid hydrocarbons content in petroleum gas at oil treatment unit design (Part I) (In Russ.), Nyeftyanoye khozyaystvo = Oil Industry, 2011, no. 8, pp. 138-140.

3. Maksimov Yu.V., Ivanov S.S., Zamaskina Ye.V., Separation of oil extracted from subgas oil fringes (In Russ.), Nyeftyanoye khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 9, pp. 124-127.

4. Brusilovskiy A.I., Fazovye prevrashcheniya pri razrabotke mestorozhdeniy nefti i gaza (Phase transformations in the development of oil and gas fields), Moscow: Graal Publ., 2002, 575 p.

5. Kislyenko N.N., Tyekhnologiya pyeryerabotki prirodnogo gaza i kondyensata (Technology of processing of natural gas and condensate), Moscow: NyedraBiznyestsyentr Publ., 2002.

6. Magomyedshyerifov N.I., Lyeont'yev S.A., Isslyedovaniye myetoda gravitatsionnogo razdyelyeniya nyefti i vody (kholodnogo otstoya) na myestorozhdyeniyakh OAO Sibnyeft' Noyabr'sknyeftyegaz (Investigation of the method of gravity separation of oil and water (cold sludge) at the fields of Sibneft-Noyabrskneftegaz), Collected papers Nyeft' i gaz Zapadnoy Sibiri (Oil and gas of Western Siberia), Tyumyen': Publ. of TSPU, 2007, p. 142.

7. Ramm V.M., Absorbtsiya gazov (Absorption of gases), Moscow: KHimiya Publ., 1976, 655 p.

8. Gritsyenko A.I., Nauchnyye osnovy promyslovoy obrabotki uglyevodorodnogo syr'ya (Scientific fundamentals of field processing of hydrocarbon raw materials), Moscow: Nedra Publ., 1977, 239 p.


Авторы статьи:  С.С. Иванов, к.т.н.
ПАО «Гипротюменнефтегаз»,
П.В. Гальчанский
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку