ДОБЫЧА ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (GAS AND GAS CONDENSATE EXTRACTION)

РАЗВИТИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ АБСОРБЦИИ ПРИ ПОДГОТОВКЕ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА ВАЛАНЖИНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ К МАГИСТРАЛЬНОМУ ТРАНСПОРТУ

(DEVELOPMENT OF THE LOW-TEMPERATURE ABSORPTION TECHNOLOGY IMPLEMENTATION FOR TREATMENT OF GAS AND GAS CONDENSATE FROM VALANGINIAN POOL OF YAMBURGSKOYE OIL, GAS AND CONDENSATE FIELD PRIOR TO TRANSMISSION THROUGH MAIN PIPELINES)

Степень извлечения углеводородов С3+ – важнейший критерий оценки эффективности промысловой подготовки углеводородного сырья газоконденсатных залежей к магистральному транспорту. В работе проведен анализ существующих технологических схем подготовки, рассмотрены их особенности, преимущества, недостатки и перспективные направления развития.
Для промысловой подготовки газа и газового конденсата валанжинской залежи на установке комплексной подготовки газа № 1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (Ямало-Ненецкий авт. окр.) применяется технология низкотемпературной абсорбции. Повышение эффективности эксплуатации данной установки для сокращения потерь целевых компонентов С3+ с осушенным газом и увеличения степени их извлечения в составе нестабильного конденсата в условиях падающей добычи и существующих технических ограничений – актуальная научно-техническая задача.
В целях снижения потерь компонентов нестабильного конденсата с осушенным газом была разработана технологическая схема низкотемпературной абсорбции с теплым орошением. В ходе моделирования удалось установить, что подача теплого абсорбента в массообменную секцию низкотемпературных абсорберов А-2 не влияет на степень извлечения нестабильного конденсата из осушаемого газа, при этом увеличение удельного выхода конденсата достигается за счет дополнительного снижения температуры газа на входе в абсорбер А-2. При опробовании предложенной схемы на промысловом оборудовании было отмечено, что снижение температуры газа происходит без дополнительных энергозатрат за счет изменения потоков газа и нестабильного конденсата через теплообменные аппараты, а удельный выход конденсата увеличивается до 3,5 г/м3.

С3+ hydrocarbons’ recovery rate is the major criterion for the assessment of crude hydrocarbons field treatment efficiency prior to transmission through main pipelines. The paper analyses the existing treatment process flows, considers their features, advantages, disadvantages, and perspectives for development.
Gas and gas condensate from Valanginian pool is treated at No. 1V comprehensive gas treatment unit of Yamburgskoye oil, gas and condensate field (Yamalo-Nenets Autonomous Okrug) by means of low-temperature absorption technology. Improvement of the gas treatment unit operation efficiency to reduce losses of С3+ target components with dry gas and increase the recovery ratio with an unstable condensate under the conditions of declining production and actual technical constrains is a crucial science and technology objective.
To reduce loss of unstable condensate components with the dried gas there was developed a technology of low-temperature absorption with warm reflux. It has been determined during the simulation that heated absorbent feed into a mass transfer section of А-2 low-temperature absorbers has no effect on the ratio of unstable condensate recovery from the gas being dried, and the specific condensate yield is increased due to decrease of gas temperature at А-2 absorber inlet to lower values. The field test of the process has revealed that decrease of gas temperature does not require additional power input due to variation of gas and unstable condensate flows through the heat exchangers, and specific condensate yield is increased up to 3.5 g/m3.

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ АБСОРБЦИЯ, АБСОРБЕР, ТЕПЛООБМЕННИК, ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА ГАЗА, ВЫХОД НЕСТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА, СНИЖЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

OIL, GAS AND CONDENSATE FIELD, LOW-TEMPERATURE ABSORPTION, ABSORBER, HEAT EXCHANGER, GAS FIELD TREATMENT, UNSTABLE CONDENSATE YIELD, DECREASE OF TEMPERATURE

А.А. Касьяненко, к.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, Россия), priemnaia@ygd.gazprom.ru

В.В. Моисеев, ООО «Газпром добыча Ямбург», priem1@ygd.gazprom.ru

Д.А. Яхонтов, ООО «Газпром добыча Ямбург», D.Yahontov@yamburg.gazprom.ru

М.Н. Макшаев, ООО «Газпром добыча Ямбург», M.Makshaev@yamburg.gazprom.ru

В.В. Кутуков, ООО «Газпром добыча Ямбург», V.Kutukov@yamburg.gazprom.ru

Г.С. Кудияров, ООО «Газпром добыча Ямбург», G.Kudiyarov@yamburg.gazprom.ru

A.A. Kasyanenko, PhD in Engineering, Gazprom dobycha Yamburg LLC (Novy Urengoy, Russia), priemnaia@ygd.gazprom.ru

V.V. Moiseev, Gazprom dobycha Yamburg LLC, priem1@ygd.gazprom.ru

D.A. Yakhontov, Gazprom dobycha Yamburg LLC, D.Yahontov@yamburg.gazprom.ru

M.N. Makshaev, Gazprom dobycha Yamburg LLC, M.Makshaev@yamburg.gazprom.ru

V.V. Kutukov, Gazprom dobycha Yamburg LLC, V.Kutukov@yamburg.gazprom.ru

G.S. Kudiyarov, Gazprom dobycha Yamburg LLC, G.Kudiyarov@yamburg.gazprom.ru

Прокопов А.В., Истомин В.А., Федулов Д.М. Выделение углеводородов С3+В из газоконденсатной смеси при промысловой подготовке пластового флюида // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2016. № 4 (28). С. 202–206.

Прокопов А.В., Истомин В.А., Федулов Д.М. Степень извлечения и остаточное содержание углеводородов С5+В в газе сепарации газоконденсатных месторождений // Нефтегазохимия. 2016. № 2. С. 64–70.

Кутуков В.В., Пономарев А.И., Чеботарев В.В. Оценка влияния термобарических условий на эффективность процесса низкотемпературной абсорбции при промысловой подготовке газа на месторождении Крайнего Севера // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331, № 11. С. 147–156. DOI: 10.18799/24131830/2020/11/2894.

Агеев А.Л., Яхонтов Д.А., Партилов М.М. и др. Технические и технологические решения применения низкотемпературной абсорбции при промысловой подготовке углеводородного сырья газоконденсатных залежей в условиях падающей добычи // Газовая промышленность. 2021. № 3 (813). С. 38–48.

Прокопов А.В., Истомин В.А., Федулов Д.М. Разработка новой технологии низкотемпературной абсорбции для подготовки природного газа газоконденсатных месторождений // Химическая промышленность сегодня. 2017. № 6. C. 37–47.

Рычков Д.А., Прытков В.В., Ефимов А.Н. и др. Определение путей повышения эффективности подготовки добываемого газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в условиях имеющихся технологических ограничений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 3. С. 68–73.

Патент № 2775239 Российская Федерация, МПК B01D 53/14 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01). Способ подготовки природного газа на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения: № 2021107797: заявл. 23.03.2021: опубл. 28.06.2022 / Дегтярев С.П., Агеев А.Л., Партилов М.М. и др.; заявитель ООО «Газпром добыча Ямбург» // Yandex.ru: патенты. URL: https://yandex.ru/patents/doc/RU2775239C1_20220628 (дата обращения: 06.11.2023).

Prokopov AV, Istomin VA, Fedulov DM. C3+B hydrocarbons’ extraction from gas-condensate mixture during field treatment of formation fluid. Scientific-Technical Collection Book “Gas Science Bulletin” [Nauchno-tekhnicheskii sbornik “Vesti gazovoy nauki”]. 2016; 28(4): 202–206. (In Russian)

Prokopov AV, Istomin VA, Fedulov DM. Extent of extraction and the residual content of C5+B hydrocarbons in produced gas of gas-condensate fields. Oil & Gas Chemistry [Neftegazokhimiya]. 2016; (2): 64–70. (In Russian)
 
Kutukov VV, Ponomarev AI, Chebotarev VV. Evaluation of temperature and pressure conditions effect on low-temperature absorption effectiveness at gas treatment on the Far North field. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering [Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov]. 2020; 331(11): 147–156. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/11/2894. (In Russian)

Ageev AL, Yahontov DA, Partilov MM, Kudiyarov GS, Kutukov VV. Technical and technological solutions for low-temperature absorption implementation into field treatment of hydrocarbon raw materials from gas condensate deposits under condition of declining production. Gas Industry [Gazovaya promyshlennost’]. 2021; 813(3): 38–48. (In Russian)

Prokopov AV, Istomin VA, Fedulov DM. Development of a new low-temperature absorption technology for the treatment of natural gas from gas condensate fields. Chemical Industry Developments [Khimicheskaya promyshlennost’ segodnya]. 2017; (6): 37–47. (In Russian)

Rychkov DA, Prytkov VV, Efimov AN , Yakhontov DA, Kadyrov TF. Ways of improving efficiency of the gas treatment in the Yamburgskoe oil and gascondensate field under process restrictions. Oil and Gas Territory [Territorija “NEFTEGAZ”]. 2017; (3): 68–73. (In Russian)

Degtyarev SP, Ageev AL, Partilov MM, Yakhontov DA, Dyakonov AA, Golyakov DP, et al. Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field. RU2775239 (Patent) 2022.
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57