ru en

Метод точки росы для оценки капельного уноса углеводородов в процессе подготовки газа валанжинских залежей

Авторы
  • В.А. Истомин, 000 «ВНИИГАЗ»
  • И.В. Колинченко, ООО «ВНИИГАЗ»
  • А.М. Деревягин, С.В. Селезнев, НПФ «Вымпел»
На установках промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений к магистральному транспорту имеет место унос высших углеводородов (УВ) с газом сепарации в паровом и капельном виде. Паровые потери углеводородов определяются термодинамикой процесса (температурой и давлением сепарации) и являются неизбежными, тогда как капельный унос углеводородов с концевой (низкотемпературной) ступени сепарации может быть минимизирован различными технологическими приемами.
Традиционным методом определения капельного (механического) уноса УВ, применяемым в промысловой практике, является отделение жидкой фазы из газового потока в измерителе уноса. Суть методики заключается в выборе точек отбора проб по сечению трубы, наиболее полно характеризующих газожидкостной поток в целом, соблюдение так называемого условия изокинетичности движения газа в измеряемом потоке и в пробоотборнике, а также соблюдение равенства термобарических параметров газа в исследуемом потоке и в приборе — измерителе уноса. Кроме того, необходимо недопущение выноса капельной жидкости из самого прибора-измерителя уноса, т.е. прибор должен быть высокоэффективным сепарационным устройством.
Основное требование к достоверности определения капельного уноса жидкой фазы с газом сепарации — это отбор представительной пробы, характеризующей весь поток. Удельное содержание жидкости в измеряемом потоке должно быть практически равным удельному содержанию жидкости в отбираемом потоке. Сложность проблемы заключается в неоднородном распределении капельной жидкости в газе по сечению трубы в зависимости от ее количества, свойств и параметров потока газа, а также наличии пленки жидкой фазы на внутренней поверхности трубопровода. Применение колец для съема конденсационной пленки с внутренней поверхности трубы, установка завихрительных устройств и другие технологические приемы невозможно реализовать без остановки технологической нитки, поэтому в промысловой практике применяются редко. Вследствие этого результаты замеров существующими измерителями уноса позволяют дать в основном сравнительную оценку эффективности работы сепарационного оборудования и, строго говоря, не претендуют на точное определение абсолютных значений уноса УВ. Известны конструкции приборов и методики проведения измерений, разработанные в ООО «ТюменНИИгипрогаз», ДА0"ЦКБН«,000 «Уренгойгазпром» и др., которые в настоящее время активно совершенствуются.
Кратко обсудим результаты измерений уносов УВ с концевой ступени сепарации на газоконденсатных объектах ООО «Уренгойгазпром». Такие исследования проводятся ежегодно на газоконденсатных промыслах УКПГ-1АВ, 2В, 5В, 11В. В промысловых исследованиях использован модернизированный прибор УГМК-3. На рис. 1 приведены уносы С5+ в капельном виде по валанжинским УКПГ. Данные подразделены на две группы в соответствии с периодом проведения замеров (до модернизации концевых сепараторов и после). В зависимости от термобародинамических параметров технологической нитки, расхода газа и конструкции низкотемпературных сепараторов, диапазон уноса УВ в капельном виде составляет от следов до 3 г/м3.
Унос углеводородов
Рис.1. Унос углеводородов в капельном виде с газами сепарации по технологическим УКПГ валанжинских залежей
Существенным недостатком газовых измерителей уноса (каплеотделителей) является невозможность непрерывного мониторинга эффективности работы сепарационного оборудования в связи с трудоемкостью процесса измерения. Поэтому в настоящее время представляет интерес разработка и косвенных методик оценки капельного (механического) уноса углеводородного конденсата. Одним из показателей капельного уноса УВ может служить величина разности между температурой сепарации газа (температурой в низкотемпературном сепараторе) и температурой точки росы по углеводородам (ТТР по УВ), замеренной на узле замера газа (т.е. после испарения капельных УВ в газовую фазу). Данная работа посвящена расчетно-теоретической оценке возможности определения потерь УВ на основе замеров ТТР по УВ на УКПГ.
Для определения влияния капельного уноса УВ на ТТР проведены технологические расчеты в программной среде «ГазКондНефть». С этой целью была разработана технологическая модель типовой установки низкотемпературной сепарации ООО «Уренгойгазпром». Технологическая схема модели приведена на рис. 2. Использован осредненный текущий состав пластового газа, полученный на основе данных хроматографического анализа газа сепарации и углеводородного конденсата на УКПГ-1АВ ООО «Уренгойгазпром». В расчетах задавалось давление в низкотемпературном сепараторе путем изменения перепада на дросселирующем устройстве и корректировалась (регулировалась) температура после второго рекуперативного теплообменника для соблюдения температуры в низкотемпературном сепараторе на уровне −30 °С.
В рамках указанной термодинамической модели установки низкотемпературной сепарации газа расчетным путем определены зависимости влияния уноса тяжелых углеводородов из низкотемпературного сепаратора на температуры точки росы по углеводородам. На рис. 3-5 приведены кривые конденсации углеводородов при задаваемом капельном уносе, составляющем 0; 0,5; 1,0; 1,5; 2,0 г/м3 для давлений сепарации 4, 5 и 6 МПа, при последующем снижении давления газа, поступающего в анализатор точки росы. Для сравнения на рис. 6 приведена экспериментальная (фактическая) кривая конденсации углеводородов (точек росы), полученная нами на узле замера газа валанжинской УКПГ-1 Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения при давлении сепарации 5,2 МПа. Из представленных расчетов видно, что в диапазоне давлений 2-6 МПа для реально реализующихся уносов в диапазоне 0,1-2,0 г/м3 (рис. 1), изменение ТТР составляет 3-5 °С. Таким образом, принципиально возможно разработать методику оценки повышенного капельного уноса по разности между ТТР и температурой сепарации газа при наличии анализаторов ТТР по УВ с погрешностью измерений на уровне ±1 °С.
В настоящее время отечественными и зарубежными производителями выпускается достаточное количество разнообразных по конструкции анализаторов ТТР по воде и УВ. В большинстве случаев они относятся к классу зеркальных гигрометров и реализуют конденсационный метод измерения точки росы.
Сущность метода заключается в измерении температуры, до которой необходимо охладить прилегающий к охлаждаемой поверхности слой влажного газа, чтобы довести его до состояния насыщения при рабочем давлении.
Результаты измерения температуры точки росы
Рис.2. Технологическая схема установки низскотемпературной сепарации ООО «Уренгойгазпром»: Т-1, Т-2 — трехфазные разделители
Результаты измерения температуры точки росы
Рис.3. Кривые конденсации углеводородов при давлении газа 4 МПа в низкотемпературном сепараторе (температура в НТС −30 °С, температура на выходе из теплообменника Т1 = 0 °С, давление на входе 7 МПа )
Результаты измерения температуры точки росы
Рис.4. Кривые конденсации углеводородов при давлении газа 5 МПа в низкотемпературном сепараторе (температура в НТС -30 °С, температура на выходе из теплообменника Т1 = 0 °С, давление на входе 7 МПа )
Результаты измерения температуры точки росы
Рис.5. Кривые конденсации углеводородов при давлении газа 6 МПа в низкотемпературном сепараторе (температура в НТС -30 °С, температура на выходе из теплообменника Т1 = 0 °С, давление на входе 7 МПа )
Результаты измерения температуры точки росы
Рис.6. Кривая конденсации углеводородов в зависимости от давления (осушенный газ на узле замера газа УТПГ-1 ООО «Юрхаровнефтегаз» при давлении 5,2 МПа)
В качестве основного средства измерения точки росы в ОАО «Газпром» в настоящее время используются приборы серии «КОНГ». Также в нефтегазовой отрасли применяются анализаторы «Michell Instruments», АМЕТЕК 241, «ТОРОС» и др. Преимуществом современных анализаторов точек росы газа является непрерывность циклов измерений, обработка и накопление (хранение и архивация) получаемых данных. Таким образом, современные приборы могут позволить оценивать эффективность процесса низкотемпературной сепарации непосредственно на газовом промысле, в некоторых случаях не прибегая к трудоемким методикам прямого определения капельного уноса конденсата с концевой ступени сепарации. В частности, удобным прибором для рассматриваемых целей является переносной анализатор «КОНГ-Прима-4П». Важные особенности этого анализатора — мобильность и возможность получения кривой конденсации углеводородов как функции давления.
Определение ТТР по УВ проводится на узле замера газа технологической линии. Для более точного определения существующего уноса УВ целесообразно получить кривую ТТР путем редуцирования давления в измерительной камере с шагом 0.5 МПа Далее экспериментально определенная зависимость точек росы газа по углеводородам от давления сопоставляется с расчетными кривыми точек росы, выполненными для фактического давления в низкотемпературном сепараторе, тем самым, осуществляется оценка уноса У6 в котельном виде. Следует еще отметить, что приведенные на рис. 3-5 кривые рассчитаны для определенного состава газа сепарации (применительно к УКПГ-1АВ Уренгойского НГКМ), поэтому для каждой установки сепарации необходимо рассчитывать свои кривые конденсации углеводородов.
Таким образом, теоретически обоснован новый подход к косвенной оценке повышенного капельного уноса тяжелых углеводородов с подготовленным газом в капельном виде на установках низкотемпературной сепарации газа. Суть подхода состоит в том, что определяется разность между точкой росы газа (на узле замера газа при положительных по Цельсию температурах) и температурой сепарации газа (обычно находящейся в диапазоне минус 20 °С — минус 30 °С). По этой разности температур с использованием термодинамической (расчетно-технологической) модели установки, «собранной» в какой-либо программной среде расчетным путем оценивается унос тяжелых углеводородов в капельном виде. Чувствительность метода находится на уровне 0,5 г/м3. Для практической реализации разрабатываемого подхода необходимо применение современных высокочувствительных анализаторов точек росы газа по углеводородам (например, серии КОНГ-Прима и др.). Наиболее перспективно применение нового лазерного интерференционного анализатора КОНГ-Прима-Ю в силу его более высокой точности и чувствительности. При этом точность измерения точки росы газа должна быть не менее ±1,0 °С. И что существенно, возможна организация непрерывного мониторинга уноса в зависимости от расхода газа на технологической линии и термобарических параметров в сепараторе.
Для повышения точности разрабатываемого метода целесообразно использовать переносные версии анализаторов, позволяющие за счет дросселирования газа получать кривую точек росы газа по углеводородам как функцию давления (от рабочего давления до некоторого минимального давления, когда точка росы уходит за измеряемый диапазон прибора-анализатора). Для реализации этой возможности при измерении температур точек росы на уровне минус 30-33 °С необходимо использовать дополнительные ступени охлаждения (что предусматривается в одном из вариантов комплектации КОНГ-Прима-4П). Важно еще отметить, что в теорию метода заложено допущение о наличии фазового равновесия в низкотемпературном сепараторе установки. Проверка этого допущения принципиально возможна при проведении специальных промысловых исследований и совместном анализе результатов прямых методов определения уноса и разрабатываемого косвенного метода. В перспективе совместное применение прямого и косвенного методов дает возможность выделить вклад в технологические потери тяжелых углеводородов, связанный с неравновесностью процесса конденсации углеводородов в технологическом звене «дроссель — низкотемпературный сепаратор».
Авторы выражают благодарность к.т.н. Касперовичу А.Г. за обсуждение данной темы.
Литература:
  1. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования / Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. — М.: Недра, 2000 г. — С. 199-223.
  2. Анализатор точек росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4». Результаты промышленной эксплуатации в северных условиях / Деревягин А.М., Селезнёв С.В., Степанов А.Р., Агальцов А.Г., Никаноров В.В., Ставицкий В.А., Истомин В.А. // Сб. трудов ВНИИГАЗа «Вопросы эксплуатации северных газовых и газоконденсатных месторождений», под ред. д.х.н. Истомина В.А. — М.: ВНИИГАЗ, 2001. — С. 16-38.
  3. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук «Разработка информационно-измерительной системы для оперативного контроля влажности природного газа» / Селезнев С.В. — Саратов, 2006. — С. 143.
Связаться с нами