CC BY
54
МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ
МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ (НА ПРИМЕРЕ УРЕНГОЙСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО КОМПЛЕКСА)
А.И. Ларюхин, Т.П. Сидячева, Н.М. Янкевич, И.И. Саввина (Инженерно-технический центр ООО «Газпром добыча Уренгой»), В.А. Истомин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Основные запасы газа Уренгойского нефтегазоконденсатного комплекса приурочены к сеноманскому продуктивному горизонту, а жидких углеводородов - к неокомским залежам и ачимовским отложениям. Для подготовки углеводородов к транспорту в настоящее время эксплуатируются:
• 22 установки комплексной подготовки газа, в т.ч. 5 газоконденсатных промыслов;
• 31 цех дожимных компрессорных станций (ДКС);
• 2 центральных пункта сбора нефти;
• 2 компрессорные станции по утилизации попутного нефтяного газа.
Подготовка к транспорту природного газа сеноманской залежи,
состоящего на 99 % из метана, осуществляется по технологии абсорбционной осушки с применением в качестве осушителя диэтиленглико-ля (ДЭГ). Природный газ неокомских и ачимовских залежей проходит подготовку на установках низкотемпературной сепарации. Осушенный газ поступает в межпромысловый коллектор и далее - на головные компрессорные станции (ГКС).
Показатели качества газов, подаваемых в магистральный газопровод, в настоящее время регламентирует отраслевой стандарт [1], разработчиком которого является ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Для контроля качества товарного газа проводятся периодические отборы и исследования проб газа с замером температуры точки росы (ТТР) природного газа по влаге в магистральных газопроводах на газоизмерительных станциях ГКС. Замеры ТТР производятся приборами (Чандлер, Конг-Прима 4П), которые показывают их соответствие нормативным требованиям СТО. На рис. 1 представлены данные о текущих показателях ТТР на Ужгородской ГКС по направлениям Центр-1, Центр-2, Ужгород.
♦ Центр-1 (Конг-Прима) ----Центр-2 (Конг-Прима) ----Ужгород (Конг-Прима) ТТР (по [1])
« Центр-1 (СНАШ)ЬЕЩ ♦ Цетр-2 (СНуШВЬЕК) + Ужгород (СНуШПЬЕК)
Рис. 1. Температура точки росы по влаге на ГКС
По технологии промысловой подготовки газа допускается аэрозольный унос ДЭГ из абсорберов, нестабильного конденсата - из концевого сепаратора, компрессорного масла - из промысловых ДКС, в газе сепарации присутствуют пары метанола. Естественно, в процессе эксплуатации газотранспортной системы, особенно на ее головном участке, происходит загрязнение внутренней поверхности труб магистральных газопроводов жидкими и твердыми примесями, содержащимися в газе [2].
Проведенная модернизация абсорберов (замена внутренних устройств на регулярную пластинчатую насадку) позволила сократить унос гликоля из аппаратов с осушенным газом до 1-2 г/тыс. м (проектные нормы предполагают унос гликоля на уровне 15-20 г/тыс. м ).
При нормированных значениях ТТР газа во входных сепараторах линейных КС [1] выделяется жидкая фаза, которую называют технологической жидкостью. В ее состав, как правило, входят вода, метанол, гликоль, углеводороды, а в ряде случаев и механические примеси [3]. Данные о количественном и качественном составах технологических жидкостей являются косвенными показателями качества транспортируемого сырья, а также отражают особенности работы систем промысловой подготовки газа и эффективность работы промыслового оборудования.
Для контроля за изменением состава и свойств технологических жидкостей периодически осуществляется отбор и анализ проб.
Образцы отбираются на ГКС с сепараторов-пылеуловителей после их продувки (рис. 2).
Выход газа
с центробежными элементами ГПР-1021 для ГКС магистральных газопроводов
Пробы технологических жидкостей - это гетерогенные агрега-тивно неустойчивые дисперсные системы [4]. Они состоят из:
• жидкой фазы, представляющей собой слабоминерализованный раствор ДЭГ, воды и метанола или углеводородные жидкости, а также их композиции в различных соотношениях;
• шлама, включающего минеральную (песок, продукты коррозии) и органическую (АСПО1, продукты эрозии фланцевых уплотнений во фрагментарном или порошкообразном виде) составляющие.
1 Асфальтно-смолистые и парафиновые отложения.
Анализ образцов проб многокомпонентных технологических жидкостей проходит в несколько этапов, первый из которых -разделение фаз. Расслоение системы путем седиментации - процесс длительный. Для его ускорения и оценки объемных соотношений слоев образцы центрифугируются [5]. Распределение слоев по их агрегативному состоянию после центрифугирования представлено в табл. 1.
Таблица 1
Распределение продуктов (слоев) многокомпонентных технологических жидкостей
Слой (агрегативное состояние среды) Наименование слоя (среды) Условное обозначение Характеристика (внешний вид)
Жидкий У глеводородный УВ Углеводородные жидкости с характерным запахом от светло-желтого до коричневого цвета
Раствор ДЭГ, воды и метанола ДВМ Слабоминерализованный раствор, содержащий различную концентрацию ДЭГ, метанола и загрязнений в виде механических примесей, которые находятся в пробе, как правило, во взвешенном состоянии
Твердый Отложения О Пастообразные массы темного цвета*, содержащие в основном: - твердый слой в виде фрагментов резинотехнических изделий, продуктов коррозии, парафина; - жидкий слой в виде УВ и ДВМ растворов со следовыми количествами в общем объеме пробы
Песок П Песок, загрязненный следовыми количествами продуктов коррозии и асфальтосмолопарафиновых веществ
* Черный цвет отложений объясняется, как правило, присутствием в этом слое порошка, появление которого связано с воздействием механических нагрузок на продукты эрозии фланцевых уплотнений.
Практика показывает, что поступающая в газопровод технологическая жидкость представляет собой многофазную комбинированную смесь с разной степенью зашламленности (в виде песка и АСПО). Скапливающаяся в сепараторах-пылеуловителях многокомпонентная технологическая жидкость состоит из жидкой (90-95 %) и твердой (5-10 %) фаз. Часто встречающиеся варианты комбинированных составов образцов проб представлены в табл. 2. Композиции 1-У - преимущественно конденсатно-гликолевые растворы с незначительным содержанием компрессорного масла с ДКС, а композиция VI - твердая фаза, состоящая из АСПО и песка.
Таблица 2
Варианты комбинированных составов образцов проб
№ композиции Условное обозначение слоев
1 2 3 4
I УВ О ДВМ П
II УВ - ДВМ П
III - О ДВМ П
IV УВ - - П
V - - ДВМ П
VI - О - П
Как правило, образцы проб после предварительной пробоподго-товки (центрифугирование) разделяются в общем объеме пробы соответственно на четыре или три (реже на два) слоя. Не все слои в пробах технологических жидкостей оказываются представительными по объему для проведения физико-химических исследований с целью установления их состава и свойств. Кроме этого, из-за больших временных затрат на проведение исследований нет необходимости анализировать каждый слой по максимально возможному перечню показателей, достоверно отражающих материальный баланс исследуемого образца. Для получения представительной информации и сокращения времени исследования предлагается следующая схема проведения анализа по определяемым показателям.
Углеводородный (УВ) слой:
• плотность ([6]);
• фракционный состав ([7]);
• температура застывания ([8]).
ДЭГ-водометанольный (ДВМ) слой:
• плотность ([9]);
• содержание воды (методами Дина - Старка или Фишера [10]);
• содержание ДЭГ и метанола ([11]);
• содержание механических примесей ([12]);
• содержание минеральных солей ([13, 14, 15, 16]).
Отложения (О):
• содержание парафина ([17]);
• содержание асфальтенов и смол ([18]);
• содержание механических примесей ([12]);
• содержание органической и минеральной составляющих ([19]).
Песок (П):
• содержание общего железа в кислотной вытяжке ([19]);
• содержание АСПО ([18]);
• содержание твердого остатка кислотной вытяжки в виде песка ([19]).
Плотность, фракционный состав и температура застывания принадлежат к числу наиболее значимых показателей, которые применяются при исследовании любых сред, в том числе и углеводородных (нефтей, конденсатов газовых и нефтепродуктов).
Следует отметить, что для определения источника поступления жидких углеводородов в межпромысловые и магистральные коллекторы вполне достаточно провести анализ УВ слоя по трем вышеперечисленным показателям.
Наиболее сложным для определения компонентного состава и сведения материального баланса входящих в него веществ является физико-химическое исследование слоя, состоящего из АСПО и песка (см. табл. 2, композиция VI). Кроме того, выполнение этого анализа требует значительных затрат времени.
Авторами настоящей статьи разработан ускоренный метод, позволяющий совместить для единой пробы АСПО (слоя отложений в композиционных пробах) процессы количественного определения ас-фальто-смолистых веществ, парафина и механических примесей, не растворимых в органических растворителях. Общее содержание органической и минеральной составляющих слоя пробы АСПО определяется путем прокаливания. Количественное содержание воды устанавливается по методу Дина - Старка: используется колба с большим заливом и ловушка с сильно оттянутым концом. При этом количество
растворителя должно быть по возможности минимальным, чтобы растворенная в нем влага не искажала результаты определения.
Количественное определение асфальтенов, смол, парафина и механических примесей осуществляется из одной навески по [12, 18].
Для количественной оценки содержания ДЭГ и метанола образцы проб технологических жидкостей (О) после продувки сепаратора-пылеуловителя ГКС центрифугируют и из минимально возможного объема жидкой фазы (не более 1 -2 см ) хроматографическим методом определяют содержание техногенных компонентов (ДЭГ, метанол) [11].
В качестве примера рассмотрим определение по предложенной методике состава пробы жидкости, отобранной с сепаратора-пылеуловителя ГКС.
Проба представляла собой неоднородную густую жидкость темного цвета, которая после центрифугирования разделилась на три слоя. Внешний вид, характеристика исходного образца и распределение продуктов в общем объеме пробы представлены в табл. 3.
Таблица 3
Характеристика пробы технологической жидкости
Слои после центрифугирования Объем, 3 см Плотность, г/см3 Масса, г % мас. % объема
Верхний - пастообразная масса темнокоричневого цвета 87,7 1,111 97,43 7,33 7,31
Средний - водный слой светло-желтого цвета со взвесями темно-коричневого цвета 1104,3 1,1075 1223,01 92,02 92,03
Нижний - песок 8 8,56 0,65 0,66
Всего 1200 1329 100 100
В верхнем слое определена органическая составляющая, в солянокислотной вытяжке - компонентный состав минеральной части (табл. 4).
Таблица 4
Физико-химические показатели верхнего слоя пробы (по [19])
Наименование определяемого показателя Результат испытания Погрешность
Проба на карбонатность Реакция на карбонатность отсутствует -
Потери массы при прокаливании, % мас. 94,67 ±4,5
Содержание железа общего, % мас. 1,22 ±1,3
Содержание иона кальция, % мас. 0,32 ±0,05
Содержание иона магния, % мас. 0,002 ±0,02
Не растворенная в кислоте часть осадка в виде песка, % мас. 1,42 ±0,41
Состав и свойства среднего слоя представлены в табл. 5.
Таблица 5
Физико-химические показатели среднего слоя пробы
Наименование определяемого показателя Методика выполнения измерений Результат испытания Погрешность
Плотность при 20 °С, г/см [9] 1,1075 ±0,001
рН [20] 7,02 ±0,1
Массовая доля воды, % мас. [10] 7,08 ±1,9
Содержание хлорид-иона, мг/дм3 [13] 6041,88
Содержание механических примесей, % мас. [12] 3,65 ±0,01
Содержание ДЭГ, % мас. [11] 67,08 ±4,7
Содержание метанола, % мас. [11] 19,35 ±0,92
Таким образом, в результате проведенных физико-химических исследований выявлено следующее: проба после центрифугирования представлена тремя слоями.
Верхний слой (пастообразная масса темно-коричневого цвета) состоит из (% мас.):
• потери массы при прокаливании, представляющей собой органические компоненты (94,67), главным образом продукты распада смазочных материалов, включая смесь жидких углеводородов (~5) и АСПО (1);
• минеральной составляющей (2,96), представленной главным образом оксидами железа (1,22); компонентами минеральных солей (0,322); песком (1,42).
Средний слой (водный, светло-желтого цвета со взвесями темнокоричневого цвета) состоит из (% мас.):
• ДЭГ - 67,08;
• метанола - 19,35;
• воды - 7,08;
• солей - 0,58;
• механических примесей - 3,65.
Нижний слой - твердая фаза (песок).
После анализа данных, полученных по среднему слою компонентов технологической жидкости, можно делать выводы об эффективности работы основного технологического оборудования подготовки углеводородов к транспорту. Например, концентрация ДЭГ указывает на эффективность осушки газа, а его количество - на состояние фильтрационной части аппаратов осушки [21].
Таким образом, разработанный метод (технологический мониторинг), основанный на минимальном объеме физико-химических исследований состава многокомпонентных технологических жидкостей, позволяет оценивать текущее состояние основного технологического оборудования и процессов подготовки углеводородов к транспорту.
На практике предложенный метод может использоваться для определения качественного и количественного состава жидкости с газом, поступающей в систему межпромысловых коллекторов ООО «Газпром добыча Уренгой» как с собственных промыслов, так и из сторонних организаций. Кроме того, его применение дает возможность принимать управленческие и технологические решения для урегулирования разногласий между добывающими и транспортирующими газ компаниями по поводу его принадлежности.
Список литературы
1. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - 12 с.
2. Бекиров Т.М. Технология обработки газа и конденсата / Т.М. Бекиров, Г. А. Ланчаков. - М.: Недра-Бизнес центр, 1999. - 596 с.
3. Сулейманов Р.С. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование: учеб. пособие / Р.С. Сулейманов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. - 450 с.
4. Юинг Г.В. Инструментальные методы химического анализа: пер. с англ. / Г.В. Юинг. - М.: Мир, 1989. - 608 с.
5. Дияров И.Н. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: учеб. пособие для вузов / И.Н. Дияров, И.Ю. Батуева, А.Н. Са-дыков, Н.Л Солодова. - Л.: Химия, 1990. - 24 с.
6. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. - М.: Изд-во стандартов, 1985. - 20 с.
7. ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава. - Минск: ИПК Изд-во стандартов, 1999. - 23 с.
8. ГОСТ 20287-91. Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания. - М.: Изд-во стандартов, 1991. - 10 с.
9. ГОСТ 18995.1-73. Продукты химические органические. Методы определения физических показателей качества. - М.: Изд-во стандартов, 1986. - 5 с.
10. ГОСТ 14870-77. Продукты химические. Методы определения воды. - М.: Изд-во стандартов, 1989. - 22 с.
11. Методика выполнения измерений массовой доли диэтиленг-ликоля и метанола в промысловых растворах ДЭГ и производственных водах с техногенными примесями в условиях их совместного присутствия хроматографическим методом.- Новый Уренгой: ИТЦ Газпром добыча Уренгой, 2008. - 13 с.
12. ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. - М.: Изд-во стандартов, 1983. - 7 с.
13. Методика выполнения измерений массовой концентрации хлорид-ионов в пробах природных попутных вод нефтегазоконденсатных месторождений, производственных вод с техногенными примесями аргентометрическим методом. - Новый Уренгой: ИТЦ Газпром добыча Уренгой, 2007. - 14 с.
14. Методика выполнения измерений массовой концентрации гидрокарбонат- и карбонат-ионов в пробах природных попутных вод нефтегазоконденсатных месторождений, производственных вод с техногенными примесями титриметрическим методом. - Новый Уренгой: ИТЦ Газпром добыча Уренгой, 2007. - 14 с.
15. Методика выполнения измерений общей жесткости в пробах природных попутных вод нефтегазоконденсатных месторождений, производственных вод с техногенными примесями комплексономет-рическим методом. - Новый Уренгой: ИТЦ Газпром добыча Уренгой, 2007. - 13 с.
16. Методика выполнения измерений массовой концентрации сульфат-ионов в пробах природных попутных вод нефтегазоконденсатных месторождений, производственных вод с техногенными примесями комплексонометрическим методом. - Новый Уренгой: ИТЦ Газпром добыча Уренгой, 2007. - 15 с.
17. ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина. - М.: Изд-во стандартов, 1985. - 13 с.
18. Рекомендации ГСИ. Асфальтены, смолы, парафин. Конденсат газовый, нефть. - Казань: ФГУП ВНИИР, 2004. - 9 с.
19. СТП 05751745-100-97. Отложения солей на технологическом оборудовании УКПГ. Методы определения минерального состава. -Новый Уренгой: Уренгойгазпром, 1997. - 14 с.
20. ПНДФ 14.1:2:3:4.121-97. Количественный химический анализ вод. Методика выполнения измерений рН в водах потециометрческим методом. - М.: ФГУ «ФЦАМ», 1997. - 12 с.
21. Истомин В.А. Оценка эффективности гликолевой осушки газа / В.А. Истомин, А.В. Елистратов, М.В. Елистратов, Е.Н Туревский // Газовая промышленность. - 2001. - № 1. - С. 47-48.
