Установки комплексной подготовки природного газа с ВДК для небольших скважин.

УКПГ, выполненные на базе ВДК имеют преимущества:

1. Малые начальные капитальные вложения по сравнению с турбодетандерами.
2. Быстрая окупаемость.
3. Низкие эксплуатационные расходы. Легкость в монтаже и демонтаже, т.к. не требуется специального фундамента.
4. Достаточно высокая эффективность, позволяющая получить требуемую точку росы и обеспечить сепарацию тяжелых углеводородов.

По сравнению с турбодетандерами срок окупаемости, по крайней мере, в 5 раз меньше.

 

Установкапереработки попутного нефтяного газа

Установкапредназначена для получения товарной продукции в виде топливного газа, пригодного для использования в передвижных газотурбинных электростанциях (ПАЭС), сжиженной пропан-бутановой фракции для заполнения баллонов и газового бензина на малодебитных газовых и нефтяных скважинах.

Тип исполнения: Мобильная установка переработки попутного нефтяного газа.

Техническая характеристика

Номинальная производительность по сырому газу - 63 тыс. м3/сутки;

Содержание тяжелых углеводородов С3+ - 240 г/м3;

Начальное давление сырого газа - 5,1…8,0 МПа;

Извлечение пропана составляет от 69…86%;

Производительность поконечному продукту при начальном давлении 8 МПа:

• топливный газ - 55300 м3/сут;

• пропан-бутановая смесь - 14158 кг/сут;

• стабильный конденсат (газовый бензин) - 2810 кг/сут

  Установкаработает при наличии давления газа в указанных пределах.

При пониженномдавлении газа может быть укомплектована компрессорной станцией.

Установка состоит из следующих основных блоков:

     1. Блока адсорбционной осушки газа.

     2.Блока низкотемпературной конденсации (НТК) с тремя ступенями охлаждения:

• дроссельная при постоянной энтальпии;

• изоэнтропийное расширение в волновом детандере-компрессоре;

• охлаждение с использованием парокомпрессионного цикла с хладагентом на смеси компонентов.

  3. Газофракционирующей установки, состоящей из 2-х ректификационныхколонн:

• колонны деэтанизации;

• колонны стабилизации.

Установка позволяет получить продукты в соответствии с требованиями ГОСТ.

 

Установка переработки попутного нефтяного газа при низком давлении

Разработано несколько вариантов схем установок, работающих при низких уровнях давлений газа.
Компонентный состав сырого газа (% об.): метан – 56,49; этан – 16,32; пропан – 12,84; i-бутан – 1,44; n-бутан – 4,38; i-пентан – 0,99; n-пентан – 1,21; гексан – 1,85; азот – 2,94; углекислый газ – 1,53;
молекулярная масса, кг/кмоль..................................................... 27,7;
C3 +высшие, г/м3 .........................................................................490,4;
производительность по  сырому газу, м3/ч (кг/ч) .......................290 (320);
давление сырого газа, МПа .........................................................1,0;
В установке осуществляется двухступенчатый процесс НТК с использованием холода от расширения в ВДК и парокомпрессионного цикла со смешанным хладоагентом. В таблице приведены параметры установок, которые дают возможность сопоставить различные варианты по степени извлечения целевых компонентов и затратам энергии.
В варианте 1 компримируется весь входящий поток газа, что дает возможность осуществить две ступени конденсации, однако приводит к большим затратам энергии. Вариант 2 получен из варианта 1, но при одноступенчатой конденсации.
В  вариантах  1 и 2 весь поток сырого газа компримируется до давления 3,5 МПа. В вариантах 3 и 4 компрессор  отсутствует, процесс НТК происходит при начальном давлении газа 1 МПа. В этих вариантах компрессорная часть ВДК используется для сжатия части выходящего потока газа.

Наименьшие затраты энергии достигаются при компримировании части потока и использовании компримированного в ВДК газа в холодильном цикле, однако при этом снижается производительность по ШФЛУ. Потребление энергии по отношению к варианту 1 снижается в 18 раз, а количество извлекаемого сжиженного продукта – примерно в 2 раза. 

Компрессор для этих установок может  иметь привод, как от электродвигателя, так и от дизеля, работающего на получаемом топливном газе при использовании СПГГ.

Установка для дополнительного извлечения пропан-бутановой смеси и стабильного газового конденсата

Установка предназначена для извлечения С3+ высшие из природных газов при высоком содержании метана (90%…94%) и получения товарной продукции в виде топливного газа, пригодного для использования, сжиженного пропан-бутанового топлива (СПБТ) и газового бензина или стабильного конденсата. Установка разработана для размещения на ГРС.

Основные параметры установки:

компонентный состав газа на входе на ГРС (об. %):
метан - 90; этан - 4,427; пропан - 1,66; и-бутан - 0,2775; н-бутан - 0,3205; и-пентан - 0,0965; н-пентан - 0,0678; азот - 1,69; углекислый газ - 0,69

содержаниетяжелых углеводородов С3+, г/м3................................................... 55
содержание пропан-бутана, г/м3 ......................................................................49,6
номинальная производительность по исходному газу, тыс. м3/сут .........................500
начальное давление газа, МПа ..........................................................................3,5
давление товарного газа, МПа ..........................................................................0,55
компонентный состав товарного газа (об.%):
метан -93,4; этан - 3,08; пропан - 0,285; азот - 1,77; оставшееся составляет С4+ высшие.
извлечение пропана-бутана составляет, % .........................................................85
упругость паров СПБТ при 37,8оС .......................................................................9,1
производительность по сжиженной пропан-бутановой смеси, т/сут.........................21,2
извлечение стабильного газового конденсата (СГК), % .........................................99
производительность по СГК, т/сут ......................................................................2,8
потребление электроэнергии, квт.ч/сут ..............................................................130
прибыль от извлеченного СПБТ и СГК без учета расходов на обслуживание
(при цене СПБТ $370/т, СГК - $370/т), $/сут .......................................................8600

Вариант при более высоком содержании метана

компонентный состав исходного газа (об. %):
метан - 94,2; этан - 2,693; пропан - 0,412; и-бутан - 0,057; н-бутан - 0,078; и-пентан - 0,0019; н-пентан - 0,0021; азот - 1,69; углекислый газ - 0,715
содержание тяжелых углеводородов С3+, г/м3 .....................................................15
содержание пропан-бутана, г/м3 ........................................................................12
номинальная производительность по исходному газу, тыс. м3/сут ...........................500
начальное давление газа, МПа ............................................................................3,5
давление товарного газа, МПа ............................................................................0,55
компонентный состав товарного газа (об. %):
метан -94,9; этан - 2,54; пропан - 0,183; азот - 1,71; оставшееся составляет С4+ высшие.
извлечение пропана-бутана составляет, % ..........................................................65
упругость паров СПБТ при 37,8оС .......................................................................9,1
производительность по сжиженной пропан-бутановой смеси, т/сут .........................3,9
извлечение стабильного газового конденсата (СГК), % ..........................................99
производительность по СГК, т/сут .......................................................................2,75
потребление электроэнергии, квт.ч/сут ...............................................................110
прибыль от извлеченного СПБТ и СГК без учета расходов на обслуживание
(при цене СПБТ $370/т, СГК - $370/т), $/сут .........................................................2300

При пониженном давлении может быть оснащена дизель-компрессорным агрегатом, работающем на получаемом топливном газе и обеспечивающим сжатие до 3…3.5 МПа.

Технико-экономические оценки

Ниже приведены результаты расчетов прибыли и сроков окупаемости при использовании ВДК или турбодетандера в системе низкотемпературной сепарации природного газа по сравнению с дросселем. Проанализированы два варианта. В одном случае дебит скважины составляет 900 млн. м3/год (104 тыс. м3/ч), в другом - 177 млн. м3/год (20,5 тыс. м3/ч).

Расход масла в ВДК значительно меньше, т.к. используется густая смазка, которая подается в подшипники по мере ее уноса.

Численность обслуживающего персонала принята одинаковой, хотя ВДК требует минимального обслуживания при стационарном режиме работы.

Эффективность ВДК несколько меньше, чем у турбодетандера, поэтому срабатывается больший перепад давления. Если есть ограничения по нижнему уровню давления, то это приведет к несколько меньшему количеству конденсата по сравнению с турбодетандером, что отражено в первом случае при больших расходах. В этом случае прибыль, получаемая от турбодетандера по сравнению с дросселем, будет больше, чем прибыль от ВДК. Однако срок окупаемости в 5 раз меньше с ВДК, чем с турбодетандером.

Во втором случае для малых скважин, если нет ограничения по нижнему давлению, количество конденсата одинаково и прибыль при этом с ВДК больше, чем с турбодетандером, а срок окупаемости в 9 раз меньше.

Copyright (c) 2000-2013 V.Ersmambetov  All rights reserved.

holodtex@gmail.com