АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА МЫЛЬДЖИНСКОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (Томская область)

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

1

Применительно к месторождениям, содержащим в составе пластового газа "кислые" компоненты, обычно в первую очередь производится очистка газа от этих компонентов (например, аминами) и одновременно частичная его осушка, далее осуществляют доосушку газа адсорбционными методами (чаще всего с использованием цеолитов) и, наконец, газ обрабатывается в низкотемпературных процессах с целью выделения тяжелых углеводородов.На чисто газовых месторождениях северных регионов для подготовки газа в качестве основного (типового) процесса рекомендуется абсорбционный способ осушки газа высококонцентрированными водными растворами гликолей, тогда как адсорбционную осушку газа используют только при соответствующем технико-экономическом обосновании. Так, например, на месторождении Медвежье ряд УКПГ был построен сиспользованием адсорбционной осушки сеноманского газа (адсорбент - силикагель), а при проектировании последующих УКПГ осуществлен переход на абсорбционные методы (абсорбент - диэтиленгликоль). На газоконденсатных месторождениях для подготовки газа в качестве основного (типового) процесса в настоящее время рекомендуется низкотемпературная сепарация с применением дроссель-эффекта для получения холода в начальной стадии эксплуатации месторождения и турбодетандеров или холодильных агрегатов на этапе падающей добычи. При соответствующем технико-экономическом обосновании эта основная технология может дополняться и другими низкотемпературными процессами. Например, на Уренгойском ГКМ обработка природного газа валанжинских залежей производится на УКПГ, эксплуатация которых первые десять - двенадцать лет возможна по методу низкотемпературной сепарации с применением эффекта Джоуля — Томсона (при этом ряд дросселирующих устройств заменен на высокопроизводительные газовые эжекторы: включение этих аппаратов струйной техники позволяет в значительной степени утилизировать газы низкого давления, снизить рабочее давление в трехфазных разделителях УНТС и т.д.). На Ямбургском ГКМ действует установка промысловой обработки валанжинского газа (УКПГ-IB), согласно проектному режиму которой сырой газ вначале проходит абсорбционную (диэтиленгликолевую) осушку, далее поступает на обработку по методу низкотемпературной сепарации, дополненной абсорбционной колонной в "хвосте" процесса (абсорбционная осушка + процесс НТА) [3].Рисунок 3.1 - Принципиальная схема установки низкотемпературной сепарации газа Сейчас получает все большее распространение новый технологический процесс подготовки газа, в какой-то мере промежуточный между абсорбционной осушкой газа и низкотемпературной сепарацией: в нем используется летучий абсорбент, являющийся одновременно и ингибитором гидратообразования. Пока на практике используется метанол. Однако возможность и целесообразность применения того или иного летучего регента, отличного от метанола, зависит от температурных уровней процесса. Основной "изюминкой" рассматриваемой технологии является циклическое распределение летучего абсорбента — отработанный реагент подается в голову технологического процесса, где и регенерируется (образно говоря, "саморегенерируется"), испаряясь непосредственно в поток теплого влажного газа. Таким образом, в ряде случаев отпадает необходимость в строительстве специальных установок регенерации осушителей и ингибиторов гидратообразования, так как их регенерация осуществляется непосредственно в потоке газа.Технология низкотемпературной сепарацииСепарацию пластовой смеси и стабилизацию конденсата проводят с целью получения товарных продуктов – газа и конденсата. В настоящее время основным низкотемпературным процессом промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений России является процесс низкотемпературной сепарации (НТС).Сущность процесса НТС состоит в однократной конденсации углеводородов при понижении температуры газа до минус 10 – минус 30 оС и последующем разделении жидкой и газовой фаз.Охлаждение газа осуществляется посредством его дросселирования, т.е. используется эффект Джоуля-Томсона. Процесс дросселирования – изоэнтальпийный и при термобарических условиях функционирования установок для газоконденсатных залежей северных месторождений приводит к значительному снижению температуры обрабатываемого газа: 3 – 4,5 оС на 1 МПа. Причем, значение дифференциального дроссель-эффекта зависит от состава газоконденсатной смеси и возрастает с понижением температуры газа до дросселя. Расширение газа в турбодетандере (изоэнтропийный процесс) позволяет более эффективно использовать перепад давления газа.За рубежом метод НТС впервые был апробирован в США для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождений в 1950 г. Теоретические проработки рассматриваемой технологии во ВНИИГАЗе начаты в 1953 г. процесс НТС в отечественной практике впервые реализован на промыслах Краснодарского края в 1959 г. В то время не имелось собственного опыта проектирования, строительства и эксплуатации установок НТС. Последующее внедрение установок НТС на Шебелинском и других месторождениях Украинской республики также сопровождалось преодолением организационно-технических и технологических трудностей. Затем процесс НТС был успешно реализован на месторождениях Средней Азии, Оренбургском и Карачаганакском ГКМ.В северных условиях технология НТС впервые в России была применена на уникальном Вуктыльском газоконденсатном месторождении, потенциальное содержание конденсата в котором доходило до 400 г/м3. Аналогичная технология была разработана и реализована в восьмидесятых годах при обустройстве гигантских северных месторождений – Уренгойского и Ямбургского (УКПГ валанжинских залежей).3.2 Достоинства и недостатки технологии НТСДля характеристики зависимости степени извлечения жидких углеводородов С5+В от конденсатного фактора приведем результаты термодинамического анализа технологии НТС с эжектором, проведенного во ВНИИГазе [1]. Для расчетов выбраны достаточно характерные величины давления сепарации (6,5 МПа) и температуры в концевом низкотемпературном сепараторе (-25 °С), фиксированная величина давления концевой дегазации ~ 3 МПа и температура нестабильного конденсата, близкая к 0°С. Результаты расчетов представлены в таблице 3.1.Таблица 3.1 – Степень извлечения тяжелых углеводородов в технологии НТС, (мас.%) Извлекаемые углеводородыСтепень извлечения при текущем конденсатном факторе, г/м340 - 8080 - 160160 - 320С2Н6С3 - С4С5+В3 - 617 - 2585 - 926 - 1325 - 4092 - 9613 – 2440 - 5796 - 98Как следует из этих расчетов, с понижением конденсатного фактора степень извлечения жидких углеводородов С5+В уменьшается. Для типичного газоконденсатного месторождения со средним конденсатным фактором (КФ), равным 150 г/м3, степень извлечения тяжелых углеводородов за весь период разработки месторождения составит около 90%, пропан-бутанов - 25%, а этана 7 - 8% (напомним, что по мере разработки месторождения конденсатный фактор снижается). Таким образом, в типовой технологии НТС, адаптированной к северным условиям, по современным требованиям реализуется недостаточно глубокая степень извлечения даже жидких углеводородов, не говоря уже о пропан-бутановой фракции Рисунок 3.2 - Зависимость количества газа дегазации от температуры НТС.Рисунок 3.3 - Зависимость степени дегазации пропан-бутанов от температуры НТС.Далее рассмотрен вопрос о влиянии температуры сепарации на степень извлечения тяжелых углеводородов (выбран некоторый осредненный термобарический режим работы установки НТС, характерный для Ямбургского и Уренгойского ГКМ). При этом варьировались состав пластовых смесей и их конденсатный фактор. Результаты этих расчетов представлены на рисунках 3.2 -3.5.Анализируя представленные результаты, можно сделать следующие качественные выводы относительно эффективности работы НТС при гипотетическом варьировании температуры от -10 °С до -50 °С.Понижение температуры сепарации ведет к росту количества газа концевой дегазации из-за конденсации легких углеводородов (рисунок 3.2). Дегазация легких углеводородов в концевом дегазаторе при понижении температуры ниже -25 °С также резко возрастает (рисунок 3.3).Таким образом, в зависимости от конденсатного фактора можно определить допустимую температуру в низкотемпературном сепараторе, ниже которой количество газа дегазации начинает резко возрастать до такой степени, что технология НТС в типовом варианте становится просто нерациональной.Темп роста степени извлечения углеводородов С5+В при температуре сепарации ниже -40 °С заметно снижается (рисунок 3.4), причем этот эффект особенно наглядно проявляется при конденсатном факторе более 150. В то же время степень извлечения пропан-бутанов с понижением температуры растет монотонно, но значение этой величины сильно зависит от конденсатного фактора.Оставаясь в рамках стандартной технологии НТС, путем снижения температуры газа в низкотемпературном сепараторе принципиально невозможно добиться даже полного извлечения тяжелых углеводородов, не говоря уже об извлечении пропан-бутановой фракции.Ориентировочная граница оптимальных температур НТС в зависимости от конденсатного фактора показана на рисунке 3.3 двойной пунктирной линией. Например, при конденсатном факторе выше 180 г/м3 не имеет практического смысла технологическая схема с температурой сепарации ниже (-20) - (-25) °С (если целевым продуктом помимо газа сепарации являются только жидкие углеводороды). Область эффективной применимости стандартной технологии НТС с эжектором наглядно представлена на рисунок 3.5 (заштрихованная область).Рисунок 3.4 - Зависимость степени извлечения С5+в от температуры НТСРисунок 3.5 - Температурная область применения технологии НТС зависимости от конденсатного фактора Таким образом, из приведенного выше анализа модельной технологической схемы НТС можно сделать вывод о том, что для глубокого извлечения углеводородов С3+В из конденсатосодержащего газа необходимо значительно снизить как давление, так и температуру в низкотемпературных ступенях газоразделения, включив дополнительно в технологические схемы процессы абсорбции и ректификации.Отметим основные достоинства применения простой технологии НТС при промысловой подготовке газа:низкие капитальные затраты и эксплуатационные расходы, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;помимо извлечения жидких углеводородов одновременно осуществляется и осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом обслуживании, тем самым возможно использование технического персонала средней квалификации;легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях газового промысла;возможность постепенного дополнения и развития технологии при снижении пластового давления и соответственно уменьшении свободного перепада давления, (в частности, за счет использования внешних источников холода, а также подключения дожимных компрессорных станций).Именно все эти несомненные достоинства процесса низкотемпературной сепарации и его последующих модификаций обеспечили широкую распространенность в отечественной практике установок НТС для промысловой обработки природных газов газоконденсатных месторождений.Какие имеются недостатки рассматриваемой технологии НТС?Традиционный термодинамический анализ, включающий прогнозные расчеты термобарических параметров и составов контактирующих фаз в каждой точке технологической цепочки, показывает, что основные недостатки технологии НТС непосредственно вытекают из присущих ей особенностей:несовершенство термодинамического процесса однократной конденсации, при этом извлечение из природного газа целевых компонентов при заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависят только от состава исходной смеси;в процессе эксплуатации пластовое давление падает, так что "свободный перепад" давления на дросселе уменьшается (происходит, как иногда образно говорят, "исчерпание" дроссель-эффекта) и, следовательно, повышается температура сепарации, - в результате не только удельное количество, но и степень извлечения целевых компонентов уменьшается;термодинамическое несовершенство изоэнтальпийного расширения газа как холодопроизводящего процесса (потенциальная работа, которую мог бы совершить расширяющийся газ, "усваивается" потоком в форме теплоты, тем самым эффективность охлаждения снижается).На уровне изобретений был разработан ряд технических решений, направленных на увеличение выхода углеводородного конденсата при сохранении двух- либо трехступенчатой сепарации газа. Простейшее решение состоит в организации впрыска части тяжелого углеводородного конденсата, выделяемого в первичном сепараторе, на последнюю ступень сепарации (впрыск осуществляется перед дросселем, и при этом необходимо подобрать оптимальное количество впрыскиваемого конденсата с первой ступени сепарации). Впрыскиваемый углеводородный конденсат с первой ступени сепарации имеет высокую температуру, и, для того чтобы уменьшить его влияние на температуру в низкотемпературном сепараторе, конденсат перед впрыском охлаждается, обычно в теплообменнике типа "конденсат-конденсат". Этот технологический прием с теоретической точки зрения позволяет несколько увеличить выход нестабильного конденсата. Однако все аналогичные предложения имеют паллиативный характер и не решают радикально проблему увеличения выхода тяжелых углеводородов С5+В..4 ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ГАЗА Технические условия к качеству природного и попутного нефтяного газов могут быть подразделены на несколько групп.1. Технические требования на газы, поступающие во внутрипромыс-ловые коллекторы (газопроводы) после их первичной обработки на промысле.2. Технические требования на газы, подаваемые в магистральные газопроводы.3. Технические требования на газы, предназначенные в качестве сырья и топлива при промышленном и коммунально-бытовом потреблении (в том числе и при использовании горючего газа как топлива для газобаллонных автомобилей).4. Технические требования на газообразные чистые компоненты, получаемые из природного газа.5. Технические требования на газовые смеси определенного состава, используемые для специальных целей (например, как стандартные смеси для хроматографии).Прежде всего отметим, что технические требования на газы, подаваемые во внутрипромысловые газопроводы (шлейфы, коллекторы), а также установки комплексной подготовки газа обычно не задаются какими-либо специальными нормативными документами, а фиксируются в соответствующих проектах разработки, обустройства месторождений и конкретизируются в технологических регламентах на установки промысловой обработки газа. Приведем, однако, случаи, когда фиксация этих требований в соответствующих ТУ или стандартах предприятий является достаточно актуальной. Существуют определенные требования на содержание капельной жидкости и механических примесей на сырой газ, подаваемый на компримирование (на ДКС, расположенную в "голове" процесса промысловой обработки газа). Эти требования отражены в ТУ 26-12-638 — 82. Подобные же жесткие требования на содержание примесей (жидкой и твердой фаз) в газе должны соблюдаться при его подаче на расширительные устройства — центробежные турбодетандеры (к сожалению, последние требования до сих пор четко не регламентированы). Другой пример — внутрипромысловый транспорт сероводородсодержащего газа с установок первичной промысловой обработки на соответствующий ГПЗ. Здесь существующие технические требования по влажности газа направлены на ограничение коррозионной активности кислого газа.В настоящее время (согласно проектам обустройства газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера) для ряда месторождений предполагается строительство одной централизованной установки подготовки газа (УКПГ) и нескольких с ней связанных установок первичной подготовки газа (УППГ), например, схема обустройства валанжинской залежи Ямбургского месторождения предусматривает одну УКПГ и две УППГ. На УППГ производится только предварительная сепарация природного газа, который далее, поступает во внутрипромысловый коллектор (газопровод) УППГ-УКПГ, причем внутрипромысловый транспорт сырого газа (газ + нестабильный конденсат + водный раствор ингибитора гидратов и/или коррозии) может осуществляться на расстояние несколько десятков километров (25 — 30 км, а иногда и свыше 50 км). Принципиальная возможность внутри- и межпромыслового транспорта газа (т.е. газожидкостных смесей) на значительные расстояния с гидродинамической точки зрения давно обоснована. При реализации подобных проектов по внутрипромысловому транспорту сырого газа на значительные расстояния целесообразно параллельно разрабатывать и нормы технологического проектирования, содержащие технические требования как на сырой газ, поступающий во внутрипромысловый коллектор, так и на режимы эксплуатации этого коллектора (здесь имеются в виду следующие показатели: термобарические условия; диапазон возможных скоростей потока газа, обеспечивающих вынос жидкой фазы из пониженных участков трассы газопровода; количество подаваемого ингибитора гидратообразования и т.п.).Что касается показателей качества товарного газа, подаваемого в магистральные газопроводы и далее конечному потребителю газа, то при их разработке учитываются следующие технические соображения.1. Целесообразно обеспечить магистральный транспорт газа в однофазном состоянии (предполагается, что в трубопроводе практически не должны выделяться из газа как углеводородная жидкая фаза, так и водная фаза: под водной фазой здесь имеются в виду жидкая вода; водные растворы метанола, гликолей, аминов с примесями ингибиторов коррозии, а также лед и твердые газовые гидраты).2. Товарный газ не должен вызывать сколько-нибудь значительную коррозию трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и т.п.3. Необходимо обеспечить и определенные потребительские качества газа как топлива или углеводородного сырья (в частности, теплотворную способность) у конечного потребителя с обязательным учетом требований безопасности при использовании газа (одорирование газа; жесткие ограничения на содержание сероводорода и т.д.).Технические требования на качество природного газа в настоящее время нормируются тремя стандартами.1. Отраслевым стандартом на газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам, ОСТ 51.40 — 93, который был утвержден 10 сентября 1993 г. и введен в действие с 1 октября 1993 г. (взамен ОСТ 51.40 — 83). Основные требования этого нормативного документа представлены в таблице 4.1.Таблица 4.1 – Физико-химические показатели природных газов, поставляемых и транспортируемых по магистральным газопроводам (по ОСТ 51.40-93, введенному 01.10.93 г. без указания срока действия) ПоказательЗначения для макроклиматических районовУмеренныйХолодныйС 01.05 по 30.0901.10 по 30.04С 01.05 по 30.09С 01.10 по 30.04Точка росы газа по влаге, ОС не вышеТочка росы газа по углеводородам, °С не вышеКонцентрация сероводорода, г/м3 не болееКонцентрация мер-каптановой серы, г/м3 не болееКонцентрация кислорода в газе, об. %Теплота сгорания, низшая, МДж/м3 (при 20 0С и 0.1 МПа)Содержание механических примесей и труднолетучих жидкостей-300,007(0,02)0,016(0,036)0,532,5-500,007(0,02)0,016(0,036)0,532,5-10-50,007(0,02)0,016(0,036)132,5-20-100,007(0,02)0,016(0,036)132,5Оговаривается отдельно в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промысловЦелесообразность нормирования показателей качества природных газов несколькими нормативно-техническими документами определяется различием требований на показатели качества газа для магистрального транспорта и для использования его в промышленности, в быту и как топлива для газобаллонных автомобилей.