Повышение эффективности работы установок низкотемпературной сепарации

1. Повышение эффективности работы установок низкотемпературной сепарации

ФИО студента:
Сиденко Владимир Сергеевич
Научный руководитель:
Шестерикова Раиса Егоровна

2. Цель и основные задачи

Целью магистерской дипломной работы является
повышение эффективности промысловой подготовки газа
путем
совершенствования
технологической
схемы
низкотемпературной сепарации газа.
Основные задачи исследования
1. Анализ состояния промысловой подготовки газа на
газоконденсатных месторождениях на современном этапе;
2.
Исследование
модели
абсорбции
тяжелых
углеводородов газовым конденсатом и фазовых переходов
в системе «газ-углеводородный конденсат»;
3. Обобщение теоретических и экспериментальных
исследований.
1 из 15

3. Научная ценность и новизна работы

Научная ценность и новизна работы определяется следующими
составляющими:
1.
Теоретически обоснованы физико-химические основы
отбензинивания газа углеводородным конденсатом;
2.
Установлено,
что
промывка
газа
углеводородным
конденсатом перед установкой НТС позволяет уменьшить затраты
энергии на конденсацию углеводородов и обеспечивать
рациональное использование пластовой энергии при подготовке
газа;
Защищаемые положения:
1. Результаты исследований абсорбции углеводородов газовым
конденсатом;
2.
Технологическая
схема
НТС
с
предварительным
отбензиниванием.
2 из 15

4. Составы газа газоконденсатных месторождений

Месторождение
Средний состав газа, % об.
СН4
С 2 Н6
С 3 Н8
С4Н10 С5Н12 N2+R
СО2
Надымское
75,11
8,62
390
1,44
10,20
0,38
0,35
Уренгойское
82,84
6,56
3,24
1,49
5,62
0,32
0,50
Заполярное
79,41
6,12
4,16
2,39
7,33
0,42
0,17
Юбилейное
79,47
9,06
4,43
1,64
4,38
0,48
0,54
Вуктыльское
74,80
8,70
3,90
1,80
6,40
4,30
0,11
Добринское
80,38
7,49
3,80
1,59
1,313
0,571
5,500
Примечание: R- водород, аргон, гелий
3 из 15

5. Технические требования к подготовленному газу

Нормы
климатические районы
умеренный
холодный
Наименование
показателя
Точка росы газа по влаге 0С,
не выше
Точка
росы
газа
по
углеводородам 0С, не выше
Масса
механических
примесей в 1 м3 газа, не более
Масса сероводорода в
1 м3
газа, не более
Масса меркаптановой серы в
1 м3 газа, не более
Объемная доля кислорода,%
объем., не более
4 из 15
С 1.V по
30.IX
С 1.X по 30.IV
С 1.V по 30.IX
С 1.X по
30.IV
-3
-5
-10
-20
0
0
-5
-10
0,003
0,003
0,003
0,003
0,007
0,007
0,02
0,02
0,016
0,016
0,036
0,036
0,5
0,5
1,0
1,0

6. Принципиальная технологическая схема НТС

I – сырьевой газ; II – осушенный газ; III – пластовая жидкость;
IV – водометанольная смесь; V – метанол
5 из 15

7. Влияние давления газа на входе в установку на перепад температур

перепад температур на дросселе,
оС
Влияние давления газа на входе в установку
на перепад температур
25
20
15
10
5
0
0
6 из 15
20
40
60
80
100
Давление газа на входе, атм
120
140

8. Принципиальная схема узла промывки газа конденсатом

III
- дроссель
П-3
- пробоотборник
II
- расходомер
П-6
- обратный клапан
П-1
I
С-1
А-1
П-2
П-4
П-7
VII
V
IV
П-5
VI
Е-1
Н-1
С-1 – сепаратор;
Е-1 – емкость товарного конденсата;
А-1 – абсорбер;
Н-1 – насосы для подачи абсорбента
7 из 15
I – газожидкостная смесь со скважин;
II – газ после первичной сепарации;
III - очищенный газ на НТС;
IV – абсорбент с емкости товарного
конденсата;
V – конденсат на узел стабилизации;
VI - насыщенный абсорбент на узел
стабилизации конденсата;
VII – метанольная вода в ЕП-1

9. Принципиальная технологическая схема установки НТС с предварительным отбензиниванием газа

8 из 15

10. Влияние давления на степень извлечения метана

Влияние
давления
извлечения метана
9 из 15
на
степень

11. Влияние давления на степень извлечения этана

Влияние
давления
извлечения этана
Степень извлечения, %
36,0
10 из 15
на
степень
о
Т=15 С
31,0
26,0
21,0
16,0
11,0
6,0
1,0
2
4
6
8
10
Давление, МПа
Расход абсорбента на 1000 м3 газа
85 кг
170 кг
255 кг
12

12. Влияние давления на степень извлечения пропан-бутанов

Влияние
давления
на
извлечения пропан-бутанов
Степень извлечения, %
45,0
11 из 15
40,0
степень
о
Т=15 С
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,0
2
4
6
8
10
12
Давление, МПа
3
Расход абсорбента на 1000 м газа
85 кг
170 кг
255 кг

13. Влияние температуры на степень извлечения углеводородов

50,0
Степень извлечения, %
45,0
12 из 15
40,0
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,0
0,0
-15,00
-10,00
-5,00
0,00
5,00
10,00
Температура, оС
пропан-бутаны
этан
метан
15,00
20,00

14. Изменение состава отработанного абсорбента

13 из 15

15. Изменение концентрации компонентов в газе при движении от пласта до выхода из абсорбера

14 из 15
Концентрация компонентов, % мол
Изменение концентрации компонентов в газе при
движении от пласта до выхода из абсорбера
9
8
С2
7
6
5
С3+С4
4
3
С5+высш
2
1
0
1
2
3
4
Контрольные точки технологической схемы промысловой подготовки газа
1 – пласт; 2 – устье; 3 – сепаратор; 4 - абсорбер

16. Выводы

1 Выполнен анализ технологических и экологических проблем при подготовке
газа к транспорту на газоконденсатных месторождениях.
2 Изучены научные достижения в области отбензинивания природного газа с
помощью мембранных технологий.
3 Результаты выполненных исследований фазового состояния системы газ углеводородный конденсат позволяют заключить, что резерв повышения
эффективности
промысловой
подготовки
газа
на
газоконденсатных
месторождениях - в снижении температуры сепарации. Для этой цели
рационально в составе установок НТС предусматривать абсорбцию
конденсатообразующих
компонентов
стабильным
газовым
конденсатом
собственного месторождения.
4 Процесс абсорбции целесообразно проводить при высоких давлениях и
нормальной температуре. При этом потери метана с отработанным абсорбентом
будут минимальны.
15 из 15

17.

Спасибо за внимание!