Подготовка нефтяного газа к транспорту, компонентный состав нефтяных газов

В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспорта до потребителей следует применять следующие способы подготовки газа:

а) осушку газа от влаги абсорбционным способом;

б) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсация (НТК).

2.155. При бескомпрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:

а) при транспорте газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбционным способом;

б) при транспорте газа в однофазном состоянии - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.

Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из газов первой ступени или из смеси газов первой и концевых ступеней сепарации следует предусматривать лишь в тех случаях, когда подготовка газа другими способами не обеспечивает возможность транспорта газа в однофазном состоянии и подтверждается технико-экономическими расчетами.

Целесообразность осушки газа от влаги определяется в каждом конкретном случае по результатам технико-экономических расчетов.

2.156. При компрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации в однофазном состоянии подготовку их следует предусматривать по схеме НТК с впрыском гликоля, а в двухфазном состоянии - только осушку от влаги.

2.157. Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат следует направлять или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, установленного ГОСТ 9965-76, или в нефть перед первой ступенью сепарации.

Возможность подачи в нефть перед первой ступенью сепарации углеводородного конденсата, полученного в процессе подготовки газа при его компрессорном транспорте, должна в каждом конкретном случае определяться технико-экономическими расчетами.

2.158. Состав основных сооружений установок подготовки газа определяется условиями транспорта и направлением его использования.

При транспорте газа в двухфазном состоянии при давлении первой ступени сепарации состав сооружения УПГ в общем случае может быть следующим:

а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;

б) установка осушки газа от влаги.

При транспорте газа в однофазном состоянии при давлении первой ступени сепарации состав сооружений в общем случае может быть следующим:

а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;

б) установка НТК с впрыском гликоля.

В зависимости от условий компрессорного транспорта газа состав сооружения УПГ может быть следующим:

а) при транспорте газа в однофазном состоянии - компрессорная станция высокого давления, установка НТК с впрыском гликоля;

б) при транспорте газа в двухфазном состоянии - компрессорная станция высокого давления, установка осушки газа.

2.159. При проектировании установок подготовки нефтяного газа необходимо руководствоваться следующими основными положениями:

а) установки осушки газа должны, как правило, быть в блочно-комплектном исполнении или комплектоваться из технологических узлов в блочном исполнении;

б) при привязке блочно-комплектных установок осушки газа должны быть выполнены поверочные технологические расчеты процессов абсорбции и десорбции газа, расчет теплового баланса абсорбционных и десорбционных аппаратов, расчет колонной, теплообменной и другой аппаратуры.

Расчетами должны быть уточнены расходные показатели для конкретных условий привязки установки и определена возможность использования принятого в проекте оборудования;

в) осушенный нефтяной газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен удовлетворять требованиям стандарта «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы», а другим потребителям - по техническим требованиям потребителей.

2.160. Если температура газа, направляемого на осушку абсорбционным способом, ниже 288 °К (15 °С), необходимо предусматривать подогрев газа до соответствующей температуры контакта.

2.161. Насыщение раствора-поглотителя влаги не должно превышать 2,5 % при осушке газа от влаги абсорбционным методом и 10 % - при осушке газа от влаги и тяжелых углеводородов методом НТК с впрыском ДЭГа.

2.162. Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 м³ газа. Температура регенерации осушителя должна поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в паспорте осушителя (абсорбента).

2.163. Установки НТК следует проектировать, руководствуясь требованиями общей части раздела «Сооружения технологического комплекса, размещаемые на ННС» настоящих Норм с учетом требований "Норм техники безопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимических производств».

Примерный компонентный состав, %