Подготовка газа и конденсата к транспорту методом низкотемпературной сепарации газа

ЛЕКЦИЯ 25

Требования на конденсат

Таблица 1.

Требования на качество сухого газа

Требования отраслевых стандартов

При транспорте газа и конденсата по трубопроводам возможно образование жидкостей (воды и углеводородного конденсата) и твердой фазы (кристаллогидратов углеводородных газов и льда). Это приводит к уменьшению про­пускной способноститрубопроводов, увеличению мощности силового привода компрессоров для сжатия газа, эрозии, коррозии и преждевремен­ному износу газопровода, оборудования компрессорных станций, закупорке контрольно-измерительных и регулирующих приборов, загрязнению окружающей среды при продувке и очистке газопро­водов, авариям, ухудшению технико-экономических показателей как добычи сырья и его переработки, так и магистрального тран­спортирования газа.

Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен иметь определенные физико-химические свойства или товарные кондиции, установленные ОСТ 51.40 — 93 «Газы горючие природные, подаваемые из газовых и газоконденсатных месторождений и с газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы». ОСТ предусматривает следующие товарные кондиции природных газов:

Сухой газ, используемый другими потребителями (сажевые за­воды, ТЭЦ, металлургические и цементные заводы, сельскохозяйст­венные потребители), имеет иные товарные кондиции.

Требования к качеству природного газа,

подаваемого в магистральный газопровод (ОСТ-51.40 –93)

Наименование	Значение для микроклиматических районов
Показателей	умеренный	холодный
	1.05 - 30.09	1.10- 30.04	1.05- 30.09	0.04
Точка росы по влаге, 0С Точка росы по конденсату, 0С Масса сероводорода, г/м3, не более Масса меркаптановой серы, г/м3, не более Объемная доля кислорода, %, не более Теплота сгорания высшая, МДж/м3, при 200С и 101,325кПа, не менее Масса механических примесей, г/м3, не более	-3 0,02 0,036 0,5 32,5 0,003	-5 0,02 0,036 0,5 32,5 0,003	-10 -5 0,02 0,036 1,0 32,5 0,003	-20 -10 0,02 0,036 1,0 32,5 0,003

Товарные кондиции стабильного конденсата, используемого в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах, определяются ОСТ 51.65—80 «Конденсат газовый стабильный», введенным с 1 января 1982 г.

Для конденсата в ОСТ установлены следующие пока­затели:

· давление насыщенных паров с 1 апреля по 30 сентября — не более 66 661 Па, с 1 октября по 31 марта — не более 93 325 Па;

· массовая доля воды — не более 0,1 %;

· массовая доля механи­ческих примесей—не более 0,005%;

· содержание хлористых солей — не более 10 мг/л;

· массовая доля общей серы не норми­руется (определение по требованию потребителя);

· плотность при 20 °С не нормируется, определение обязательно.

Этот метод основан на изменении влажности газа в зависимости от температуры. При охлаждении газа часть влаги, находящейся в нем в паровой фазе, а также тяжелые углеводороды сконденсируются. После отделения от жидкости газ будет иметь более низкую точку росы (температуру начала конденсации). В этом методе применяется холод, полученный при дросселировании природного газа (эффект Джоуля – Томсона).

При дросселировании газа на 0,1 МПа его температура понижается в среднем на 0,3 ⁰С. При помощи штуцера можно достигнуть снижения температуры газа до 30⁰С, в результате чего из газа выделяется значительное количество водяного и углеводородного конденсата.

Установка низкотемпературной сепарации

Рис. 1. Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа для отдельной скважины с использованием эффекта Джоуля—Томсона: 1 — добывающая скважина; 2 — манифольд; 3 — шлейф; 4 — каплеотбойник; 5 — теплообменник типа “труба в трубе”; 6— редукционный аппарат (штуцер); 7 — низкотем­пературный сепаратор; 8 — конденсатосборник

Установка НТС (рис. 1) состоит из сепараторов-каплеотбойников жидкости и твердой фазы; теплообменников; приборов или машин для редуцирования давления; низкотемпературного сепаратора; конденсатосборников; приборов регулирования температуры, давления, уровней жидкости. Как правило, каждая сква­жина имела свою технологическую нитку или УНТС.

Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу в каплеотбойник жидкости и твердой фазы 4, отделяется в нем от капель жидкости и твердых частиц, затем поступает в теплообменник 5 и предва­рительно охлаждается в нем встречным потоком холодного газа от t ₁ до t ₂.

Редуцирование _. проходит в редукционном аппарате 6, охлаждается до заданной ОСТом температуры t _c. Для предотвращения образования гидратов в поток газа перед штуцером вводится ингибитор гидратообразования ДЭГ.

При давлении максимальной конденсации р _сгаз отделяется от жидкости и твердой фазы в нем, частично или полностью проходит теплообменник 5, нагревается за счет теплоты потока газа, идущего из скважины, от t ₃ до t ₄.

Затем газ поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП). Там он окончательно доводится до товарных кондиций, его измеряют и распределяют по потребителям. Отделившийся конденсат направляют на ПГСП, где его стабилизируют, замеряют и распределяют по потребителям. Постепенное снижение давления углеводородного конденсата производится с целью получения максимального выхода стабильного конденсата. При одноразовом снижении давления выход конденсата будет меньшим, так как при резком снижении давления, прежде всего выделяются легкие углеводороды, увлекая за собой большое количество тяжелых углеводородов (С₅₊), которые при атмосферных условиях представляют собой жидкость.

ДЭГ отделяется от сконденсированной жидкости и, после регенерации, используется вновь. При низкотемпературной сепарации одновременно происходит отделение влаги и тяжелых углеводородов.

Давление максимальной конденсации (р _мк) газоконденсатной смеси при рабочих температурах сепарации газа на промысле за­висит от молярного содержания С₅+ в пластовом газе и массового содержания метановых углеводородов во фракции конденсата, выкипающей в интервале температур
313–473 К.

Ориентировочно можно определить р _мк (в МПа) по формуле

р _мк (1)

где С — молярное содержание С₅+ в пластовом газе, %; а – молярное содержание метановых углеводородов, выкипающих в ин­тервале температур от 313 до 473 К, %.

УНТС размещают на групповом пункте сбора и промысловой подготовки (переработки) газа (ГП, УКПГ). Шлейфы, идущие от cкважин к групповым пунктам (ГП), охлаждают нагретый поток газокоиденсата, выходящий из скважин, и служат в этом случае холодильниками. В северных районах шлейфы могут нагревать более холодный газ, идущий от скважин, и будут подогревателями. При эксплуатации газоконденсатных залежей без поддержания пластового давления в условиях газового или упруговодонапорного режимов давление газа в залежи, на забое и устье скважины, перед редукционным аппаратом р ₂ уменьшается. Давление в низко­температурном сепараторе поддер­живается постоянным. Следовательно, перепад давления Δ р = р ₂ — р _с, используемый для охлаждения газа при его расширении, уменьшается. При эксплуатации газоконденсатных залежей в рых­лых или слабосцементированных газосодержащих породах дебиты газовых скважин уменьшаются. При неизменности давления в низ­котемпературном сепараторе р _с пропускная способность его будет использоваться не полностью.

В простейшей схеме НТС в качестве редукционного органа используют насадки постоянного сечения — штуцеры.

В процессе дросселирования газа в штуцере (снижение давления газа при по­стоянной энтальпии) температура газа снижается на 2—4 °Сна 1 МПа снижения давления. В расчетах принимают среднее значе­ние коэффициента Джоуля—Томсона, равное 3 °С на 1 МПа.

Холод жидкости в низкотемпературном сепараторе не исполь­зуется в этой схеме НТС ни для предварительного охлаждения газа перед штуцером, ни для снижения перепада давления на штуцере для получения заданной температуры в сепараторе.

Низкотемпературная сепарация — процесс однократной кон­денсации и разделения газа и жидкости. Даже при весьма низкой температуре 233К (— 40 °С) он не обеспечивает полного извлечения жидких углеводородов, но позволяет исполь­зовать пластовое давление для получения холода, совмещает про­цессы осушки и отбензинивания газа, может осуществляться на несложном оборудовании.

При эксплуатации простейшей установки НТС были выявлены следующие недостатки:

· неэффективное использование давления в штуцере для получения низкой температуры;

· уменьшение коэффициента теплопередачи от нагретого потока газа к холодному из-за уменьшения скорости потока газа в теплообменнике;

· уве­личение площади теплообменника из-за уменьшения средней раз­ности температур и коэффициента теплопередачи;

· неполное извлечение пропана и бутанов из перерабатываемого сырья;

· недорекуперация холода из-за разности температур на теплом конце теплообменника Δ t = t ₁ – t ₄;

· потери холода в окружающую среду при наличии разности температур Δ t = t _в – на внешней поверхности теплообменника;

· значительная потеря холода с жидкостью, отводимой из низкотемпературного сепаратора.

Для более эффективного использования природного газа и по­лучения низкой температуры в качестве редукционного органа используют:

· сопло Лаваля;

· вихревую трубу (труба Ранка);

· расширительные машины — детандеры.