Моделирование системы низкотемпературной подготовки газа

Цель. Целью работы является исследование влияния изменения технологических параметров на эффективность процесса сепарации и определение оптимальных технологических режимов работы УНТС газового месторождения X в процессе сепарации.

Метод. Задача решена в компьютерной программе KBC Petro-SIM и была построена модель УНТС. Была построена модель УНТС в компьютерной программе KBC Petro-SIM.

Результат. При текущем составе газа с понижением температуры на каждые 2^oС при прочих равных технологических показателях, удельный выход конденсата увеличивается в пределах от 15 до 30 %, причем, чем ниже температура, тем выше данный процент. При понижении давления на дросселе на каждые 0,4 МПа выход конденсата увеличивается; если давление опустится ниже 1,8 МПа, удельный выход конденсата начнет уменьшаться, что объясняется падением давления ниже линии максимальной конденсации фазовой диаграммы. Изменение расхода газа в пределах проектных значений не оказало влияния на работу низкотемпературной сепарации. Наиболее высокая эффективность УНТС достигается при поддержании давления после дросселя в пределах 1.8 - 1.9 МПа. Максимальный удельный выход газоконденсата (48,21 %) был получен при давлении на входе в УНТС 5,1 МПа, температуре после теплообменника минус 2^oС и перепаде давления на дросселе 3,05 МПа. При увеличении давления на входе в УНТС изменение удельного выхода газоконденсата незначительно, но с помощью этого параметра возможно создавать больший перепад давления на дросселе; при уменьшении температуры газа на выходе из теплообменника, удельный выход газоконденсата увеличится; при увеличении перепада давления на дросселе удельный выход газоконденсата увеличивается до момента, когда давление после дросселя достигает интервала значений 1,8 – 1,9 МПа. В этом интервале достигается максимальный удельный выход конденсата. При дальнейшем увеличении перепада давлений на дросселе удельный выход газоконденсата уменьшается. Это объясняется явлением ретроградной конденсации, поскольку линия максимальной конденсации находится в интервале данных давлений.

Вывод. Для решения возникающих серий задач можно использовать разработанный программный модуль. Результаты работы показывают пригодность предлагаемого метода для практических целей.

1. Гуревич Г.Р., Карлинский, Е.Д. Сепарация природного газа на газоконденсатных месторождениях — М.: Недра, 1982. 197с.

2. Мурин В.И. Технология переработки природного газа и конденсата. Cправочник. ч.1 – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.-517 с.

3. Сидоренко А.В. Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые.М., «Недра»,1974. 208 с.

4. Лапидус А.Л. Газохимия Ч.1. Первичная переработка углеводородных газов. М.: РГУ нефти и газа, 2004. 242 с.

5. Твердохлебов В.И. К вопросу о расчете показаний изоэнтропы природных газов. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», 1972. – 32 с.

6. Кравцов А.В. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа: учебное пособие/А. В. Кравцов, Н.В. Ушева, Е.В. Бешагина, О.Е. Мойзес, Е.А. Кузьменко, А.А. Гавриков; Томский политехнический университет. − Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 128 с.

7. Рудаков, Г.Я., Магомадов, А.С. Переработка газа и газового конденсата – М.: Недра, 1975. –64 с.

8. Персиянцев, М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.- 283с.

9. Багатуров, С.А. Основы теории и расчета перегонки и ректификации. М.: Химия, 1974. — 439 с.

10. Молоканов, Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. М.: Химия, 1980. — 407 с.

11. Скобло, А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. Процессы и аппараты нефтегазопеработки и нефтехимии. 3-е изд., перераб. и доп. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 677 с.

12. Стабников, В.В. Ректификационные аппараты. М.: Машиностроение, 1965. — 356 с.

13. Арнольд К., Стюарт М. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки газа. Промысловая подготовка углеводородов/ Пер. с англ. М.:ООО “Премиум Инжиниринг”, 2009. 630 с.

14. Патент US № 4854955, MKU F25J 3/02. Hydrocarbon gas processing / Roy E. Campbell, John D. Wilkinson. Заявл. 17.08.88 № 194878. Опубл. 08.08.89 UA.

15. Патент US № 4251249, MKU F25J 3/02. Low temperature process for separating propane and heaving hydrocarbons from a natural gas steam Jerry G. Gulsby. Заявл. 15.12.78 № 969990. Опубл. 14.10.86 UA.

16. Патен т US № 4617039, MKU F25J 3/02. Separating hydrocarbon gases . Loren L. Buck. Заявл. 19.11.84 № 673039. Опубл. 17.02.81 UA.