Аннотация
Завьялова А. Е., Кипря А. В. Расчет оптимального уноса жидкости из установки первичной сепарации пластовой смеси ачимовских отложений Уренгойского месторождения. В работе приведен расчёт оптимального уноса жидкости газом из первичных сепараторов пластовой смеси на программе ГазКондНефть.
Расчет оптимального уноса жидкости из установки первичной сепарации пластовой смеси ачимовских отложений Уренгойского месторождения
Газовый углеводородный конденсат ачимовских отложений Уренгойского месторождения Самбургского лицензионного участка характеризуется высоким содержанием парафиновых и асфальтосмолистых веществ с высокими температурами плавления и кипения. Эти вещества при климатических условиях газоконденсатного месторождения, промышленной подготовки газа и углеводородного конденсата и дальнейшего их транспорта способны отлагаться на внутренних стенках аппаратуры, технологических и товарных трубопроводов. Поскольку трубопровод товарного природного газа пролегает в зоне многолетнемёрзлых грунтов, а также ввиду крупных объёмов его добычи и транспортировки, обеспечить транспорт нагретого до температур выше начала образования асфальтосмолистых и парафиновых отложений природного газа невозможно. Для снижения вероятности, а в идеале предотвращения, загрязнения технологической аппаратуры и трубопроводов, газ необходимо освободить от конденсата и, следовательно, от растворённых в нём высококипящих углеводородов.
Как мера снижения вероятности образования и возможной закупорки технологических и товарных трубопроводов природного газа возможно использование процессов сепарирования пластовой смеси в трёх ступенях сепараторов – сепараторах-пробкоуловителях 1, где улавливаются твёрдые частицы, сепараторах с циклонными элементами 2 и фильтрующих сепараторах 3 (рисунок 1).
Рисунок 1 – Принципиальная схема процесса сепарации пластовой смеси
Поскольку добиться полного разделения пластовой смеси на газ и газовый водяной и углеводородный конденсат при использовании даже самых эффективных сепараторов невозможно, необходимо определить оптимальный унос жидкости с газом из сепараторов третьей ступени.
Определение величины оптимального уноса было произведено с помощью математической модели сепаратора на программе ГазКондНефть. Программа создана на базе термодинамического моделирования и программирования фазовых равновесий (составов фаз), свойств и технологических процессов при добыче и промысловой подготовке и переработке природных газов и нефти. Предназначена для целей проектирования и модернизации обустройств газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и позволяет находить наиболее эффективные технологические решения. Программа позволяет добавлять насыщение технологических потоков водой, в отличие от других подобных программных продуктов производить расчёты с растворами метанола. Общий вид математической модели для расчётов представлен на рисунке 2.
Рисунок 2 – Общий вид математической модели сепарации на программе ГазКондНефть: 1 – пластовая смесь; 2 – газ; 3 – жидкость
В математическую модель был внесён состав пластовой смеси. В ходе исследования было произведено изменение эффективности работы сепаратора, то есть количество унесённой газом жидкости, и определение содержания фракции + 253 °С в жидкости при следущих значениях уноса: 200; 150; 100; 50; 20; 10; 5 г/м3. При содержании фракции + 253 °С в жидкости равном или меньшем 1 % (масс.) выпадение осадка из жидкости не происходит [1].
Исходные данные для расчёта приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Исходные данные для расчётов
| Наименование параметра | Значение |
| Температура пластовой смеси, °С | 34,48 |
| Давление пластовой смеси, МПа | 10,8 |
| Содержание газа в пластовой смеси, % | 90,23 |
| Содержание жидкости в пластовой смеси, % | 9,77 |
| Содержание фракции + 253 °С в жидкости пластовой смеси, % | 22,99 |
По результатам проведения расчётного исследования получены данные, по которым была построена графическая зависимость содержания высококипящих углеводородных соединений в унесённой газом жидкости от величины её уноса (рисунок 3).
Рисунок 3 – График зависимости содержания в унесённой газом жидкости высококипящих углеводородов
Из графика видно, что при увеличении уноса жидкости газом в ней увеличивается содержание высококипящей фракции, поэтому величину уноса целесообразно уменьшать, но с уменьшением величины уноса возрастают капитальные и эксплуатационные затраты на сепарирование пластовой смеси, поэтому величина уноса должна быть оптимальной.
На основании полученных данных можно сделать следующие выводы:
- При величине уноса жидкости 5 г/м3 содержание асфальтосмолистых и парафиновых веществ в унесённой жидкости составляет меньше 1 % (масс.), парафины не будут отлагаться на внутренних стенках аппаратов и трубопроводов;
- Величина уноса жидкости не должна превышать 20 г/м3, поскольку при таком содержании жидкости в газе вероятность отложения будет невысокой и сепарирование не потребует серьёзных материальных затрат.
Перечень ссылок
1. Бекиров Т. М., Ланчаков Г. А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО Недра-Бизнесцентр
, 1999. – 596 с.