;docx

Снижение объема конденсата, образующегося в системе газосбора, при
десорбционной очистки нефти от сероводорода на УПН
А.А. Ануфриев (ООО «НТЦ Татнефть»)
В
связи
с
появлением
новых
требований
к
качеству
товарной
нефти,
ограничивающих массовую долю сероводорода в ней на уровне не более 100 млн-1, на
семи объектах ОАО «Татнефть» внедрена технология отдувки H2S из нефти попутным
нефтяным газом в десорбционной колонне (рисунок 1). В результате внедрения данной
технологии
на
пяти
компрессорных
станциях
возникли
осложнения
в
работе
существующего компрессорного оборудования и системы газосбора.
Рисунок 1 - Схема сбора сероводородсодержащего газа с КС-7с, 11с, 24с, 25с и КС
при КЦСП
Осложнения возникли из-за значительного содержания в нефтяном газе тяжелых
углеводородов. ПНГ с вышеперечисленных компрессорных станций относятся к
высококалорийным (жирным). В основном это обусловлено наличием большого
количества пропан-бутановой фракции (рисунок 2). В каждом 1 м3 газа при нормальных
условиях содержится от 697 г пропан-бутановой и от 125 г бензиновой фракций или,
1
соответственно, 46,2 и 8,24 % масс. Наиболее тяжелым является газ с КС-7с, где
содержание пропан-бутановой и бензиновой фракций составляет 1033 и 358 г/м3
соответственно. Эти фракции газа способны после компримирования и соответствующего
охлаждения конденсироваться.
Рисунок 2 – Компонентный состав ПНГ с выкида КС-7с, 11с, 24с, 25с и КС
при КЦСП
Основными «источниками» образующегося конденсата являются газы, выходящие с
десорбционной
колонны
и
горячей
ступени
сепарации
нефти.
В
результате
массообменного процесса между нефтяной и газовой фазами в десорбционной колонне
выход товарной нефти уменьшается в зависимости от объема девонского ПНГ,
подаваемого на отдувку, и термобарических условий, влияющих на распределение легких
фракций нефти и компонентов газа между фазами. Термобарические режимы работы
сепарационного
оборудования
также
определяют
количество
и
состав
ПНГ,
выделяющегося из нефти. Снижение количества тяжелых углеводородов в составе
нефтяного газа посредством влияния на параметры работы дожимных насосных станций
(ДНС) и УПВСН, в частности, на условия сепарации и отдувки сероводорода из нефти в
десорбционной колонне, не представляется возможным вследствие необходимости
достижения нормируемых показателей по качеству сдаваемой продукции. Поэтому
2
наиболее оптимальным является вариант подготовки ПНГ в условиях компрессорных
станций перед подачей его в систему газосбора.
В настоящее время основными технологическими способами подготовки газа к
транспортированию в условиях КС являются процессы сепарации. Принцип действия этих
процессов основан на изменении фазовых соотношений «газоконденсатных» смесей при
изменении параметров систем. В основном используется типовая технологическая схема
компрессорной станции (рисунок 3).
Сепаратор
Компрессор
ПНГ с
УПВСН
Воздушное
охлаждение
ПНГ в
систему
газосбора
Сепаратор
Сепаратор
«масло-газ»
Конденсат
Конденсат
Рисунок 3 – Типовая технологическая схема компрессорной станции
Согласно технологической схеме КС (рисунок 3) нефтяной газ, поступающий на
компрессорную станцию с пунктов сепарации нефти, проходит через приемный
сепаратор, где конденсируются и накапливаются наиболее тяжелые углеводороды,
перешедшие из газовой фазы в жидкую. С приемного сепаратора газ поступает на сжатие
в блок компрессорного агрегата (компрессор). После компримирования маслогазовая
смесь поступает в сепаратор «масло-газ», где происходит отделение газа от масла.
Очищенный от масла газ из сепаратора «масло-газ» через аппарат воздушного охлаждения
поступает в поступает в конечный сепаратор, где из сжатого, охлажденного газа
отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды. Из конечного сепаратора газ
поступает в систему газосбора и по ней направляется на Миннибаевскую установку
сероочистки (МУСО).
На всех компрессорных станциях ОАО «Татнефть» для снижения температуры ПНГ
после компримирования перед подачей его в магистральный газопровод применяются
аппараты воздушного охлаждения (АВО). Как видно из представленных в таблице 1
данных, с подготавливаемого нефтяного газа снимается от 50 % до 80 % от необходимого
количества тепла. Оставшаяся тепловая энергия при поступлении газа в систему газосбора
3
отдается через стенку трубопровода грунту. Температура газа снижается, и начинается
процесс конденсации наиболее тяжелых углеводородов и паров воды на внутренней
поверхности стенки газопровода. Применение воздушного охлаждения позволяет
уменьшить объем образующегося конденсата, но не решает проблему полностью.
Таблица 1 – Количество тепла, снимаемого с ПНГ существующей системой
охлаждения, и необходимого для достижения требуемых параметров подготавливаемого
газа
Количество тепла, снимаемого
существующей системой охлаждения с
подготавливаемого ПНГ в зависимости
от времени года, кВт
Зима
Лето
37-64
34-48
52-83
55-70
41-62
32-41
86-112
84-122
71-89
70-75
Название
объекта
КС-7с
КС-11с
КС-24с
КС-25с
КС при КЦСП
Для
повышения
глубины
подготовки
газа
Количество тепла
необходимо снять с
подготавливаемого ПНГ
(ориентировочная), кВт
76
115
75
150
115
необходимы
дополнительные
мероприятия, которые позволяют существенно уменьшить выпадение конденсата из
транспортируемого
газа
в
газопроводах.
При
сборе
нефтяного
газа
нефтегазодобывающими компаниями в условиях промысла возможно использование
нескольких способов подготовки газа: абсорбционного, низкотемпературной сепарации,
компрессионного и комбинированного.
На основании анализа технологических схем подготовки нефти и газа и
математического моделирования вариантов подготовки ПНГ в условиях ОАО «Татнефть»
установлено, что наиболее целесообразным является применение одного из двух
способов:
а) первый - подготовка ПНГ с помощью холодильной машины, размещенной в
технологической
схеме
компрессорной
станции
после
существующего
АВО
с
последующим возвратом конденсата в технологический процесс подготовки нефти, в
частности на первую ступень сепарации;
б) второй - подача попутного нефтяного газа после подготовки на КС в подводящий
нефтепровод ступени сепарации, где ПНГ отделяется от нефти при давлении,
позволяющем подать его в систему газосбора без компримирования (далее по тексту рециркуляция).
4
Первый вариант оказывает минимальное влияние на существующую систему
подготовки нефти и ПНГ к транспортировке. Второй, в случае близкого расположения КС
и 1-ой ступени сепарации нефти друг от друга, позволяет обойтись минимальными
капитальными вложениями в решение проблемы выпадения конденсата в системе
газосбора, так как требует строительства одного газопровода небольшой протяженности
от выкида КС до точки подачи газа в нефтепровод.
Для оценки технологического эффекта от внедрения рециркуляции или установки
холодильной машины на КС были произведены расчеты (таблица 2). Из результатов
видно, что внедрение данных технологий позволяет полностью исключить образование
конденсата в системе газосбора, а также увеличить эффективность десорбционной
очистки нефти от сероводорода.
Увеличение эффективности отдувки сероводорода из нефти в десорбционной
колонне объясняется тем, что при подаче ПНГ или конденсата с КС в подводящий
нефтепровод первой ступени сепарации в результате тепло-массообменного процесса
между рециркулируемым потоком (ПНГ или конденсат) и водонефтяной эмульсией часть
компонентов, содержащихся в нем, переходит в состав нефти. При этом доля этих
компонентов зависит от термобарических условий сепарации жидкости, расхода и
компонентного состава.
Такие компоненты как метан, этан, азот и углекислый газ легко отделяются от нефти
в процессе сепарации и их доля в составе нефти перед колонной отдувки уменьшается. В
свою очередь это приводит к снижению эффективности отделения углеводородных
компонентов С3+выше и увеличению массовой доли сероводорода в нефти перед узлом
десорбционной очистки. Однако подача нефти в десорбционную колонну с повышенным
содержанием пропан-бутановой фракции и сероводорода позволяет снизить объем
девонского газа, подаваемого на отдувку. В колонном аппарате в процессе массообмена
между девонским газом и сероводородсодержащей нефтью пропан и бутан из жидкой
фазы частично переходят в газовую, что способствует более легкой десорбции
сероводорода. Благодаря этому уменьшается массовая доля сероводорода в нефти после
колонны отдувки при прочих равных условиях. Внедрение данных технологий приводит к
увеличению нагрузки на все ступени сепарации в технологической схеме подготовки
нефти, находящиеся после точки ввода газа или конденсата в поток жидкости из-за
выделения в них дополнительного объема ПНГ. Что приводит к увеличению объема
нефтяного газа, поступающего на прием компрессорной станции. Однако объем газа,
поступающий в систему газосбора, уменьшается вследствие перехода пропан-бутановой
5
фракции из газовой фазы в жидкую. Данная фракция на последующих ступенях сепарации
нефти вновь переходит в газовую фазу и начинается новый цикл круговорота
углеводородных компонентов.
Таблица 2 – Результаты расчета эффективности применения одного из вариантов
подготовки ПНГ к транспорту
Массовая доля
сероводорода,
Расход
Количество
Расход
ПНГ,
конденсата,
-1
Место ввода
ПНГ,
поступаю- образующемлн
рециркулипоступающего в
Объект
гося в
Соотношеруемого ПНГ с
Давле- Темпера- щего на КС, систему
системе
ние
после
КС
3
до КО
ние,
тура
газосбора, газосбора,
м /ч
КО газ/нефть,
3
МПа
нефти,
°С
3 3
кг/ч
м /ч
м /м
80
1460
1360
50
1 ст. сепарации исходная 270
КамаХМ
315
60
2000
1265
0
КС-7с
2,8
0,14
54
Исмагиловской рецирку350
54
1850
1290
0
УПВСН
ляция
исходная 320
70
1930
1900
72
1 ст. сепарации ХМ
400
52
2420
1580
0
КС-11с
2,2
0,14
50
ДНС-10с
рецирку450
50
2500
1770
0
ляция
исходная 330
95
1550
1460
100
1 ст. сепарации ХМ
360
80
1980
1360
0
КС-24с
3,9
0,12
50
ДНС-210
рецирку380
77
2100
1240
0
ляция
исходная 400
80
2160
2100
60
1 ст. сепарации
КСХМ
360
71
2640
1940
0
Кичуйской
2,1
0,12
50
25с
рециркуУПВСН
350
70
2810
1800
0
ляция
исходная 800
170
2050
2000
153
КС 1 ст. сепарации
ХМ
1005
90
2710
1800
0
при Куакбашской
3,00
0,13
50
рециркуКЦПС
ЦПС
1100
70
2800
1750
0
ляция
Параметры работы КО
В настоящее время проведены успешные испытания технологии рециркуляции на
трех объектах ОАО «Татнефть» (таблица 3) и рассматривается вариант ее внедрения на
КС-7с. Внедрение данной технологии позволило практически полностью исключить
образование конденсата в системе газосбора
На КС при Куакбашском ЦСП рециркуляция также позволила снизить давление на
пунктах сепарации нефти, отсепарированный газ с которых направляется в данную
систему газосбора и существенно увеличить эффективность очистки нефти от
сероводорода.
6
Таблица 3 – Результаты испытаний технологии рециркуляции
Массовая доля
сероводорода, млн
Объект
до КО
исходная
321
КС-11с по результатам нет
Сулеевская ТХУ
испытаний данных
исходная
401
КС-25с Кичуйская по результатам нет
УПВСН
испытаний данных
исходная
800
КС при КЦПС Куакбашская по результатам
1000
ЦПС
испытаний
после КО
70
Количество
конденсата,
образующегося
Температура
в системе
нефти, °С газосбора, кг/ч
Параметры работы КО
-1
Соотношение
Давление,
газ/нефть,
МПа
3 3
м /м
2,23
0,143
47
61
61
2,10
0,14
51
0
79
2,14
0,117
52
51
83
2,36
0,139
50
0
170
3,00
0,135
52
153
81
2,84
0,125
53
0
Немного худшие показатели по эффективности очистки нефти от сероводорода
получены при осуществлении рециркуляции ПНГ с КС-25с на Кичуйскую УПВСН.
Данное обстоятельство объясняется увеличением давления в колонне отдувки, вследствие
отсутствия возможности отбора возросших объемов газа со ступеней сепарации нефти.
Проведенные технико-экономические расчеты (таблица 4) показали, что на четырех
из пяти рассматриваемых объектах наиболее экономически целесообразным является
осуществление рециркуляции ПНГ с КС.
На КС-24с наиболее экономически целесообразным является установка холодильной
машины. Осуществление рециркуляции на КС-24с возможно только в случае
строительства ступени сепарации на Акташской УПВСН, что существенно увеличивает
капитальные затраты и делает данный вариант менее экономически привлекательным по
сравнению с установкой ХМ на КС.
7
Таблица 4 – Результаты расчета экономической эффективности от внедрения технологий подготовки ПНГ к транспорту
Базовый
Показатель
Инвестиции, тыс. р.
Эксплуатационные затраты (за расчетный период), тыс. р.
ЧДД, тыс. р.
Срок окупаемости, лет
Инвестиции, тыс. р.
Эксплуатационные затраты (за расчетный период), тыс. р.
ЧДД, тыс. р.
Срок окупаемости, лет
Инвестиции, тыс. р.
Эксплуатационные затраты (за расчетный период), тыс. р.
ЧДД, тыс. р.
Срок окупаемости, лет
Инвестиции, тыс. р.
Эксплуатационные затраты (за расчетный период), тыс. р.
ЧДД, тыс. р.
Срок окупаемости, лет
Инвестиции, тыс. р.
Эксплуатационные затраты (за расчетный период), тыс. р.
ЧДД, тыс. р.
Срок окупаемости, лет
Существующее положение
КС-7с
0
120040
КС-11с
0
180110
КС-24с
3268
234165
КС-25с
0
63210
КС при КЦСП
0
217200
-
Предлагаемый
Подача ПНГ с КС на УПВСН
Установка холодильной машины
(рециркуляция)
3268
1559
48404
1
8232
10288
40157
1,9
8284
4742
68459
1,4
9468
11530
64565
1,6
13312
4927
90401
1,3
8232
10288
92927
менее 1
319
183
27061
менее 1
12203
18161
8471
6,4
432
261
93758
менее 1
9213
17727
78217
1,4
8
9