Модернизация технологического процесса подготовки природного газа

Abstract

Актуальность. В последние годы большая часть имеющихся нефтяных и газовых месторождений в Российской Федерации находятся на последней стадии разработки. Для таких месторождений характерны низкие устьевые давления, увеличение обводненности продукции, а также большое количество механических примесей. Данные факторы пагубно влияют на технико-экономические показатели работы установок подготовки газа, а также на дальнейший транспорт газа по магистральным газопроводам. Вследствие этого возникает острая необходимость в создании новых эффективных технологий в подготовке природных и нефтяных попутных газов. Помимо создания новых технологий, можно модернизировать имеющиеся установки по подготовке скважинной продукции или повышать эффективность технологических параметров процессов очистки углеводородного сырья от воды и вредных примесей. Цель: модернизировать текущую технологическую схему установки подготовки природного газа. Объект: установка комплексной подготовки газа. Метод: технологическое моделирование процесса подготовки природного газа в программном комплексе «UniSim Design». Результаты. Рассчитано и показано, какое количество ингибитора гидратообразования необходимо подавать в газопровод-шлейф при транспортировании с куста газовых скважин до установки комплексной подготовки газа. Рассчитаны температуры точки росы до модернизации входного сепаратора и после, а также процентное содержание влаги в природном газе до модернизации и после модернизации установки подготовки газа. Если устьевые и пластовые давления будут сильно падать, необходимо проводить общую реконструкцию промыслов, сборных сетей, возможно объединение промыслов, установка модульных компрессорных станций, поскольку давления и количества газа для дожимных компрессорных станций будет недостаточно. В связи с этим сверхзвуковая сепарация является наиболее перспективным методом разделения и очистки газоконденсатных смесей от влаги и кислых газов. После замены сепаратора на 3S-сепаратор в установке комплексной очистки природного газа понизилась температура точки росы товарного газа. Давление газа на выходе 3S-сепаратора имеет значения, соответствующие технологическому режиму эксплуатации абсорбера, и количество отделенной влаги и жидкости в процентном соотношение станет больше.

The relevance. Most of the existing fields in the Russian Federation are at the last stage of development. They are characterized by low wellhead pressures, increase in water cut, as well as a large amount of mechanical impurities. These factors have a detrimental effect on the technical and economic performance of the installations, as well as on the further transport of gas through the main gas pipelines. As a result, there is an urgent need to create new efficient technologies in the preparation of natural and associated petroleum gases. In addition to create new technologies, it is possible to upgrade the existing well production facilities or change process parameters. The main aim: to modernize the current technological scheme of natural gas treatment. Object: complex gas treatment plants of gas fields. Method: modeling with a software package «UniSim Design». Results. It was calculated and shown how much of the hydrate formation inhibitor must be supplied to the gas pipeline during transportation from a cluster of gas wells to a complex gas treatment unit. The dew point temperatures were calculated before and after the upgrade of the inlet separator, as well as the percentage of moisture in natural gas before and after the upgrade of the gas treatment unit. If the wellhead and reservoir pressures drop significantly, it is necessary to carry out a general reconstruction of fields, prefabricated networks, it is possible to combine fields, install modular compressor stations, since the pressure and amount of gas for booster compressor stations will not be enough. In this regard, supersonic separation is the most promising method for separating and purifying gas condensate mixtures from moisture and acid gases. After replacing the separator with a 3S-separator in the complex natural gas purification unit, the dew point temperature of the commercial gas decreased. Gas pressure at the outlet of the 3S-separator has values corresponding to the process mode of absorber operation and the amount of separated moisture and liquid, in percentage terms, will increase.