Выделение углеводородов С3+в из газоконденсатной смеси при промысловой подготовке пластового флюида

УДК 622.279.i

Ключевые слова:

газоконденсатные месторождения, низкотемпературная сепарация газа,

газ сепарации, степень извлечения углеводородов С5+В, остаточное содержание углеводородов С5+В, низкотемпературная абсорбция.

Keywords:

gas-condensate field, low-temperature gas separation, separation gas, С5+ hydrocarbons recovery factor, С5+ hydrocarbons residual, low-temperature absorption.

А.В. Прокопов, В.А. Истомин, Д.М. Федулов

Выделение углеводородов С3+В из газоконденсатной смеси при промысловой подготовке пластового флюида

Пластовые флюиды газовых и газоконденсатных месторождений существенно отличаются компонентным составом, в основном удельным содержанием углеводородов (УВ) группы С5+В, которое может варьироваться от 0,2 г/м3 (сеноманские залежи месторождения Медвежье) до 350 г/м3 и более (ачимовские залежи Уренгойского месторождения).

В настоящее время промысловая подготовка конденсатсодержащих газов осуществляется по технологии низкотемпературной сепарации (НТС). В процессе подготовки происходят ступенчатое охлаждение пластового газа и конденсация УВ-жидкости. Термобарические параметры низкотемпературной ступени сепарации соответствуют температурам минус (30-25) °С при давлениях 5-7 МПа. Количество углеводородов С3-С4 и/или С5+В, перешедших в жидкую фазу, по отношению к содержанию их в пластовом газе определяется как степень извлечения УВ С3-С4 и/или С5+В.

Степень извлечения УВ С5+В - один из основных показателей эффективности подготовки пластового газа. Для «жирных» газоконденсатных газов с содержанием УВ С5+В в пластовом флюиде 150-200 г/м3 степень извлечения УВ С3-С4 составляет ~50 % и в процессе разработки месторождения остается практически неизменной. В то же время степень извлечения УВ С5+В находится в диапазоне 90-98 % [1-4]. В процессе разработки газоконденсатного месторождения содержание УВ С5+В в пластовом газе снижается из-за выпадения ретроградного конденсата в пласте.

Другим важным показателем эффективности подготовки пластового газа по технологии НТС является остаточное содержание УВ С5+В в товарном газе. Установлено, что для разных составов пластового флюида с одинаковым содержанием УВ С5+В в пластовом газе при температуре сепарации -30 °С содержание УВ С5+В в товарном газе может отличаться в три раза (от 2 до 6 г/м3) [5]. На сегодняшний день снижение содержания ценных компонентов С3-С4 и С5+В в составе товарного газа и увеличение степени их извлечения на промысле остается актуальным направлением развития технологий подготовки газа и конденсата.

Наиболее известные способы уменьшения концентрации УВ С3-С4 и/или С5+В в товарном газе - это снижение температуры НТС и применение технологий низкотемпературной абсорбции (НТА) подготовки газа при температурах до -35 °С. Расчетный анализ показал, что проведение процесса НТС при температурах минус (50-45) °С обеспечивает степень извлечения углеводородов С3+В на уровне 8085 %, а С5+В - свыше 99 %. Достижение таких температур НТС, как правило, связано с использованием турбодетандерных агрегатов. При этом подготовка товарной жидкой продукции (нестабильного, деэтанизированного или стабильного конденсата) осуществляется в ректификационной колонне, интегрированной в общую технологическую схему подготовки газа [2]. Промысловый вариант НТА реализован на установке комплексной подготовки газа УКПГ-1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (рис. 1) [6]. В технологической схеме в качестве абсорбента используется конденсат с 1-й ступени сепарации после его частичной дегазации в трехфазном разделителе (рис. 2). Дополнительное извлечение УВ С3-С4 и С5+В по технологии промысловой НТА по сравнению с технологией НТС на том же температурном уровне составляло 11,3 и 1,2 г/м3 соответственно. При этом общий выход нестабильного конденсата с УКПГ-1 увеличивался на 20 г/м3.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема УКПГ-1В Ямбургского месторождения: ВХ-1 - воздушный холодильник; Т-1, -2, -3 - теплообменники; ТДА-1 - турбодетандер; Р-1, -2 - разделители; С-1, -3 - сепараторы; А-1, -2 - абсорберы; Э-1 - эжектор; Н-10 - насос

СН4 - 4,6 %

С2Н6 - 3,6 %

2 6 '

СзН8-С4Н10 - 8,9 % С5Н!2 - 6,4 % С6 - 9,6 % С7 - 24,9 % С8 - 20,5 % С9 - 11,5 % Сю-Сц - 6,6 %

С

-С13 - 3,4 %

Рис. 2. Состав абсорбента УКПГ-1В на 13-й год разработки Ямбургского месторождения, % масс.

Наличие в составе абсорбента УВ С-С2 (8,2 % масс.), С3-С4 (8,9 % масс.) и С5+В (6,4 % масс.), подлежащих извлечению, существенно снижает его абсорбционную емкость и, следовательно, эффективность извлечения как С3-С4, так и С5+В. Чтобы обеспечить максимально полное и селективное извлечение УВ С3-С4 и С5+В из природного газа и определить оптимальные параметры абсорбции газа для интенсификации извлечения УВ С3-С4 и С5+В,

необходимо определить состав углеводородного абсорбента. С этой целью процесс абсорбции проанализирован на примере модельного абсорбента - углеводородов парафинового ряда от С5 до С12.

Расчетные исследования процесса абсорбции осуществлялись при температурах -30 и -25 °С и четырех теоретических ступенях контакта. Количество теоретических ступеней контакта не влияет на определение оптимального состава абсорбента и далее оптимизируется непосредственно для выбранного состава. Расчеты фазового равновесия проводились по уравнению состояния Пенга-Робинсона, которое с достаточной для практических целей точностью описывает фазовые равновесия легких углеводородов [7].

Определение оптимального состава абсорбента покажем на примере пластового газа с содержанием УВ С5+В 153 г/м3. Содержание извлекаемых компонентов в составе газа сепарации приведено в таблице. Результаты расчетов абсорбции УВ С5+В для температур -25 и -30 °С при удельном расходе абсорбента 10 г/м3 газа

Удельное содержание компонентов С3+В в товарном (НТС) газе, г/м3

Компонент Температура сепарации, °С

-25 -30

С3 35,8 32,6

и-С4 8,4 7,2

н-С4 10,1 8,3

и-С5 2,6 2,1

н-С5 2 1,5

ХС5+В 5,5 4,3

ХС6+ 0,9 0,7

сепарации приведены на рис. 3. Минимальное содержание УВ С5+В в газе после НТА соответствует абсорбенту, состоящему из УВ С9-С10.

Снижение температуры абсорбции газа с -25 до -30 °С позволяет увеличить извлечение УВ С5+В с 66,6 до 71,4 г/м3. Увеличение степени извлечения УВ С5+В с понижением температуры обусловлено также и более низким содержанием УВ С5+В в газе промежуточной ступени сепарации на входе в абсорбер.

Далее проанализируем влияние удельного расхода абсорбента на степень извлечения целевых УВ. Увеличение удельного расхода абсорбента (С9 или С10) с 10 до 20 г/м3 позволяет уменьшить остаточное содержание УВ С5+В в газе после абсорбции на 40 % (с 1,8 до 1,1 г/м3). Таким образом, по сравнению с технологией НТС остаточное содержа-

ние УВ С5+В в товарном газе для расхода абсорбента 20 г/м3 снижается примерно в 4 раза.

Суммарно оба фактора - увеличение удельного расхода абсорбента с 10 до 20 г/м3 и снижение температуры НТС с -25 до -30 °С - позволяют повысить степень извлечения УВ С5+В в среднем на 40 %. При этом существенно более эффективным является увеличение расхода абсорбента. Поэтому дальнейшие расчетные исследования абсорбционной технологии по интенсификации извлечения УВ С3-С4 выполнены при температуре НТС -25 °С.

На рис. 4 приведены результаты расчетов абсорбции УВ С3-С4 для температуры -25 °С и удельных расходов абсорбента 10 и 20 г/м3. Минимальное содержание УВ С3-С4 в газе после НТА соответствует абсорбенту С6-С7. Увеличение удельного расхода абсорбента (С6 или С7) с 20 до 30 г/м3 позволяет уменьшить содержание УВ С3-С4 в газе после абсорбции на 35 % (с 54,1 до 34,2 г/м3). По сравнению с технологией НТС остаточное содержание УВ С3-С4 в товарном газе для абсорбента С6-С7 снижается примерно в 1,6 раза.

Исследуем технологические параметры абсорбционной технологии, влияющие на извлечение УВ С3+В, а именно число теоретических ступеней контакта в абсорбере. На рис. 5 приведены зависимости содержания УВ С3-С4 и С5+В в газе после абсорбции для узкой углеводородной фракции,

^ 5 Ш о

II § & С

«

о

о Щ

о К

X

S £

i

н-а

5,5 4,3\ 1 1 1 1 Температура абсорбции, °С: --30 ---25

3,1

2,2 X 2,1 1,9 1,9 __ 2,2

1,4 1,3 1,3 _ м15

44

н-С н-С0 н-С„ н-С,,

н-Cii н-С 12

8 9 10

Углеводородный абсорбент

Рис. 3. Удельное содержание УВ С5+В в природном газе после НТА с использованием различных абсорбентов

1-е ^

я н

£ & 42

О *о

^ л

Ш о

ю

щ « 40 S и Я и

S °

% 8 ft и

«

о

о Щ

о К

X

£

38

36

34

44,0

42,1 43,2 40,6

39,0 38,7 41,1 39,3

37,9 36,4 37,9

34,8 Удельный расход абсорбента, г/м3: -— 20 — 30

33,5 33,5

32

н-С6 н-С7 н-С8 н-С9 н-С10 н-Сп н-С12 Углеводородный абсорбент

Рис. 4. Удельное содержание УВ С3-С4 в природном газе после НТА (-25 °С) с использованием различных абсорбентов

6

4

3

2

соответствующей углеводородам парафинового ряда С6, С7, С9 и С10, при удельном расходе абсорбента 20 г/м3 (для С9, С10) и 30 г/м3 (для С6, С7) и температуре -25 °С. Видно, что оптимальное для извлечения УВ С5+В число ступеней контакта в абсорбере три-четыре, для извлечения С3-С4 - четыре-пять. Дальнейшее увеличение количества теоретических ступеней контакта приводит к незначительному увеличению степени извлечения.

Резюмируя представленные выше расчетные исследования можно сделать вывод, что для извлечения УВ С5+В наиболее подходящим абсорбентом является углеводородная фракция с физико-химическими характеристиками, соответствующими углеводородам парафинового ряда С9-С10. Оптимальные параметры процесса абсорбции: четыре теоретические ступени контакта и удельный расход абсорбента 20 г/м3.

Й И

о -

о'

60

55

ю Л о о 1С

£ 50

л £ а

и «

о о (и о к

X

£

45

40

5

0

= = С6, с7

д \\ \\

\\ \\ \\

\\ V \

\ ^ V > чч

--- = ~

я н

О ю Ш о

Й и

§ 5

л с

и

«

о

с

К >£

£

0 1 2 3 4 5 6 Число теоретических ступеней контакта

Рис. 5. Остаточное содержание УВ С3-С4 и С5+В в газе после НТА (-25 °С) в зависимости от числа теоретических ступеней контакта в абсорбере при использовании в качестве абсорбента углеводородов С6, С7, С9 и С10

При этих параметрах обеспечивается снижение остаточного содержания УВ С5+В в товарном газе примерно в 5 раз (по сравнению с технологией НТС).

Максимальное извлечение УВ С3-С4 обеспечивается при использовании в качестве абсорбентов гексана или гептана. При этом разница в извлечении между гексаном и гептаном не превышает 5 %. Оптимальное число теоретических ступеней контакта четыре при расходе абсорбента 20 г/м3 и пять при расходе 30 г/м3. Увеличение удельного расхода с 20 до 30 г/м3 для гексана либо гептана при пяти теоретических ступенях контакта позволяет повысить степень извлечения пропана и бутанов на 6,7 и 37,5 % соответственно. Применение в качестве абсорбентов УВ С6-С7 с удельным расходом 30 г/м3 при четырех теоретических ступенях контакта обеспечивает снижение содержания УВ С3-С4 в товарном газе в 1,5 раза, степень извлечения УВ С5+В незначительна.

Для одновременного извлечения и УВ С3-С4 и УВ С5+В наиболее подходящими абсорбентами являются УВ С9-С10, извлечение УВ С3-С4 составляет ~18 % масс.

Таким образом, в работе проанализирована степень извлечения УВ С3-С4 и С5+В для традиционных установок НТС на температурном уровне минус (30-25) °С. Показано, что степень извлечения УВ С3-С4 и С5+В может быть увеличена благодаря применению оптимизированных НТА-технологий подготовки газа и конденсата.

Определены селективные абсорбенты и оптимальные параметры абсорбции для интенсификации степени извлечения УВ С3-С4 и С5+В. Результаты расчетно-технологи-ческого моделирования позволяют провести оптимизацию существующей технологической схемы НТА и разработать новые технологические схемы для дополнительного извлечения УВ С3+В.

1

0

Список литературы

1. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы 5. промысловой обработки природных газов. Ч. I /

B.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 76 с.

2. Кубанов А.Н. Интенсификация промысловой низкотемпературной обработки природных 6. газов на северных месторождениях: дис. ...

канд. тех. наук / А.Н. Кубанов. - М., 1998.

3. Прокопов А.В. Степень извлечения

и остаточное содержание углеводородов С5+В в газе сепарации газоконденсатных месторождений / А.В. Прокопов, В.А. Истомин, Д.М. Федулов // Нефтегазохимия. - 2016. -№ 2. - С. 64-70.

4. Кубанов А.Н. Пути решения задачи подготовки 7 газа неоком-юрских залежей месторождений полуострова Ямал с получением стабильного конденсата / А.Н. Кубанов, А.В. Козлов,

Т.С. Цацулина и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2010. - № 4. -

C. 54-60.

Кубанов А.Н. Технологические аспекты нормирования потерь конденсата на УКПГ / А.Н. Кубанов, Н.Н. Клюсова // Газовая промышленность. - 2014. - № 9. - С. 89-92.

Кубанов Е.Н. Опыт эксплуатации технологии ПНТА и перспективы внедрения новых способов извлечения жидких углеводородов / Е.Н. Кубанов, С.А. Туревский, А.Н. Шевелев // Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО «Газпром»: м-лы Научно-технического совета ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - С. 134-143.

Jaubert J.-N., Mutelet F. VLE predictions with the Peng-Robinson equation of state and temperature dependent calculated through a group contribution method / Jean-Noel Jaubert, Fabrice Mutelet // Fluid Phase Equilibria. - 2004. - № 224. - P. 285304.