Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсатных месторождений

1. Состав газа и конденсата, способы его выражения.

По происхождению горючие газы разделяются на есте­ственные, или природ­ные, и на искусственные, вырабатывае­мые из твердого и жидкого топлива.

Природные газы добывают из скважин чисто газовых месторождений или нефтяных месторождений попутно с неф­тью. Газы нефтяных месторождений называются попутными.

Газы чисто газовых месторождений в основном состоят из метана с неболь­шим содержанием тяжелых углеводородов. Они характеризуются постоянст­вом состава и теплотворности.

Попутные газы наряду с метаном содержат значительное количество тяже­лых углеводородов (пропан и бутан). Состав и теплотворность этих газов ко­леблются в широких пределах.

Искусственные газы вырабатывают на специальных газовых заводах -или получают как побочный продукт при сжигании уг­ля на металлургических за­водах, а также на заводах по пере­работке нефти.

Газы, вырабатываемые из каменного угля, у нас в стране для городского га­зоснабжения применяются в весьма ограни­ченных количествах, и удельный вес их все время уменьшается. В то же время растет производство и потреб­ление сжиженных углеводородных газов, полученных из попутных нефтяных га­зов на газобензиновых заводах и на нефтеперерабатывающих заводах при переработке нефти. Жидкие углеводородные газы, •используемые для город­ского газоснабжения, состоят в ос­новном из пропана и бутана.

Вид газа и его состав в значительной степени предопреде­ляют область при­менения газа, схему и диаметры газовой сети, конструктивные решения газо­горелочных устройств и отдель­ных узлов газопроводов.

От теплотворной способности зависит расход газа, а отсю­да—диаметры га­зопроводов и условия сжигания газа. При при­менении газа в промышленных установках весьма существен­ное значение имеют температура горения и скорость распро­странения пламени и постоянство состава газового топлива Состав газов, а также физико-химические свойства их преж­де всего зависят от вида и способа получения газов.

Горючие газы представляют механические смеси различ­ных газов <как го­рючих, так и негорючих.

В горючую часть газообразного топлива входят: водород (Н₂)—газ без цвета, вкуса и запаха, низшая теплотворная способность его составляет 2579 ккал/нм³\ метан (СН₄) — газ без цвета, вкуса и запаха, является основной го­рючей частью природных газов, низшая теплотворная способность его 8555 ккал/нм³; окись углерода (СО) — газ без цвета, вкуса и запаха, получается пр.и неполном сгорании любого топлива, очень ядовит, низшая теплотворная способность 3018 ккал/нм³; тяжелые-углеводороды (С_п Н_т), Этим названием <и формулой обозначается целый ряд углеводородов (этан — С2Н₆, пропан — С₃Нв, бутан— С4Н₁₀ и др.), низшая теплотворная способность этих газов колеблется от 15226 до 34890 ккал/нм*.

В негорючую часть газообразного топлива входят: угле­кислый газ (СО₂), ки­слород (О₂) и азот (N₂).

Негорючую часть газов принято называть балластом. При­родные газы харак­теризуются высокой теплотворностью и пол­ным отсутствием окиси угле­рода. В то же время (ряд месторож­дений, главным образом газонёфтяных, содержит очень ядовитый (и агрессивный в коррозионном отношении газ — серо­водород (H₂S). Большинство искусственных каменноугольных газов со­держит значительное количество высокотоксичного га­за — окиси углерода (СО). Наличие в газе окиси углерода и других ядовитых веществ весьма не­желательно, так как они усложняют производство эксплуатационных работ и повышают опасность при использовании газа. Кроме основных компонен­тов е состав газов входят различные примеси, удельное зна­чение которых в процентном отношении ничтожно. Однако ес­ли учесть, что по га­зопроводам подаются тысячи и даже мил­лионы кубических метров газа, то суммарное количество при­месей достигает значительной величины. Многие примеси вы­падают в газопроводах, что в итоге приводит к снижению их про­пускной способности, а иногда и к полному прекращению прохода газа. По­этому наличие примесей в газе необходимо учитывать как при проектирова­нии газопроводов, так и в про­цессе эксплуатации.

Количество и состав примесей зависят от способа производ­ства или добычи газа и степени его очистки. Наиболее вред­ными примесями являются пыль, смола, нафталин, влага и сернистые соединения.

Пыль появляется в газе в процессе производства (добычи) или при транспор­тировке газа по трубопроводам. Смола яв­ляется продуктом термического разложения топлива и сопут­ствует многим искусственным газам. При нали­чии в газе пы­ли смола способствует образованию смоло-грязевых пробок и закупорок газопроводов.

Нафталин обычно содержится в искусственных каменно­угольных газах. При низких температурах нафталин выпадает в трубах и вместе с другими твер­дыми и жидкими приме­сями уменьшает проходное сечение газопроводов.

Влага в виде паров содержится почти во всех естественных и искусствен­ных газах. В естественные газы она попадает в са­мом газовом месторожде­нии вследствие контактов газов с по­верхностью воды, а искусственные газы насыщаются водой в процессе 'производства. Наличие влаги в газе в значи­тельных количествах нежелательно, так как она понижает теплотвор­ную спо­собность газа. Кроме того, отличаясь большой теплоемкостью парообразования, влага при сжигании газа уносит значитель­ное количество тепла вместе с продуктами сгорания в атмосферу. Большое содержание влаги о газе нежелательно еще и потому, что, конденсируясь при охлаждении газа во 'Бремя движения его по тру­бам, она может создавать водяные пробки в газопроводе (в низших точках),которые необходимо удалять. Для этого требуется установка специальных конденсатосборников и откачка их.

К сернистым соединениям, как уже отмечалось, относятся сероводо­род, а также сероуглерод, меркаптан и др. Эти соеди­нения не только вредно действуют на здоровье людей, но и вы­зывают значительную коррозию труб.

Из других вредных примесей следует отметить аммиак и цианистые соединения, которые содержатся главным образом в каменноуголь­ных газах. Наличие аммиака и цианистых сое­динений приводит к увеличенной коррозии металла труб.

Присутствие в горючих газах углекислого газа и азота также нежелательно. Эти газы в процессе горения не уча­ствуют, являясь балластом, уменьшающим теплотворную спо­собность, что приводит к увеличению диаметра газопроводов и к снижению экономической эффективности использования газообразного топлива.

2. Абсорбционная осушка газа.

Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углево­дородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Аб­сорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаи­морастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контанта, низкой коррозионной спо­собностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ).

ДЭГ имеет формулу СН ₂ ОН - СН ₂ - О - СН ₂ - СН ₂ ОН, представляет собой эфир этиленгликоля с молекулярной массой 106,12 и плотно­стью =1117 кг/м³. Его температура кипения при атмосферном давлении равна 244,5 °С. Он смешивается с водой в любых соотношениях.

Преимущество ДЭГа перед ТЭГом - меньшая склонность к ценообра­зованию при содержании в газе конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды. Однако ТЭГ обеспечива­ет высокую степень осушки, что приводит к большому снижению "точки росы". ТЭГ имеет более высокую температуру разложения. Следовательно, ТЭГ можно нагревать до более высокой температуры и регенерацию (восстановление) его проводить без вакуума.

Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации. При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7%, а ТЭГ-до 98,1%. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых ста­лей.

Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтиро­ванных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осу­шенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давле­ния, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента. Увели­чение числа тарелок (а их устанавливают в абсорбере 14-18 шт.) оказывает такое же влияние, как и увеличение количества циркулирующего абсор­бента. Верхний и нижний температурные пределы процесса определяются соответственно потерями гликоля от испарения и возрастанием его вязко­сти и равны 35-10^рС.

Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГа со­стоит из контактора-абсорбера 1, десорбера (выпарной колонны) 5 и вспо­могательного оборудования. Влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и жидких углеводородов, после чего поступает под нижнюю тарелку абсорбера. За­тем газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается и проходит в верхнюю скрубберную секцию, где отделяется от уносимых с потоком капель абсорбента. Осушенный газ подается в магистральный газопровод.

Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера 1 сначала проходит те­плообменник 2, выветриватель 3, фильтр 4. Затем раствор поступает в десорбер 5. В нижней части десорбера 5 происходит нагрев абсорбента паро­вым нагревателем до установленной температуры (100-130°С). Водяной пар из десорбера поступает в сборник конденсата 6. Отсюда часть воды направляется обратно в верхнюю часть колонны для понижения темпера­туры и концентрации поднимающихся паров абсорбента, что сокращает его расход. Регенерированный абсорбент охлаждается насыщенным рас­твором в теплообменнике 2, после чего поступает в абсорбер 1.

Абсорбер диаметром 1,2 м. имеет высоту 15 метров, массу 25 тонн, пропускную способность 3-5 млн.м³/сут., давление в абсорбере до 8 МПа. Опыт эксплуатации абсорберов показал, что в нем должно циркулировать не менее 25 литров на 1 кг абсорбируемой воды, количество концентри­рованного раствора абсорбента G (кг/ч), необходимого для осушки газа, определяется по формуле

(19.1)

где Q -количество осушаемого газа, тыс.м³/ч;

, -влагосодержание соответственно поступающего и осушенного газов, кг/тыс.м³;

, - концентрация абсорбента в свежем и насыщенном рас­творах, % вес.

Определяются также размеры абсорбера и десорбера, число тарелок, размеры теплообменников и т.д. Потери раствора ДЭГа достигают 18-40 г/100м³ газа.

3. Характеристика абсорбентов и их регенерация.

Способы очистки выбросов от газообразных и парообразных примесей можно разделить на две основные группы: абсорбция жидкостями и адсорбция твердыми поглотителями.

Абсорбция это процесс поглощения газов или паров из газовых или паровых смесей жидкими поглотителями абсорбентами. Различают физическую и химическую абсорбцию.

При физической абсорбции молекулы поглощаемого вещества (абсорбтива) не вступают с молекулами абсорбента в химическую реакцию. При этом над раствором существует определенное равновесное давление компонента. Процесс абсорбции проходит до тех пор, пока парциальное давление целевого компонента в газовой фазе выше равновесного давления над раствором.

При химической абсорбции молекулы абсорбтива вступают в химическое взаимодействие с активными компонентами абсорбента, образуя новое химическое соединение. При этом равновесное давление компонента над раствором ничтожно мало по сравнению с физической абсорбцией и возможно полное его извлечение из газовой среды.

Процесс абсорбции является избирательным и обратимым. Избирательность это поглощение конкретного целевого компонента (абсорбтива) из смеси при помощи абсорбента определенного типа. Процесс является обратимым, так как поглощенное вещество может быть снова извлечено из абсорбента (десорбция), а абсорбтив снова может быть использован в процессе.

Промышленные абсорбенты, применяемые в непрерывных процессах очистки газовых потоков, должны удовлетворять ряду требований:

1. Обладать высокой поглотительной способностью. Это требование приводит к уменьшению расходования абсорбента, а следовательно, к уменьшению расходов энергии на транспортировку жидкой фазы и на регенерацию абсорбента.

2. Обладать высокой селективностью по отношению к извлекаемому компоненту. Данное требование обеспечивает возможность более полного разделения смеси газа. При осуществлении процесса абсорбции парциальное давление паров абсорбента должно быть невелико во избежание потерь поглотителя, в связи с чем необходимо выполнение третьего требования.

3. Иметь возможно меньшую летучесть.

4. Обладать хорошими кинетическими свойствами, что приводит к снижению высоты абсорбера.

5. Обладать хорошей способностью к регенерации. Легкая регенерация абсорбента приводит к сокращению времени регенерации и расходов теплоносителя. Абсорбент при этом должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы предотвратить потери его за счет испарения при проведении стадии регенерации. Температура кипения абсорбента должна быть выше 150 оС. В промышленной практике хорошо зарекомендовали себя абсорбенты, температура кипения которых равна 170 – 200 оС.

6. Обладать термохимической устойчивостью. От этого зависит продолжительность использования абсорбента в круговых процессах. Поэтому при выборе абсорбента необходимо учитывать даже медленно протекающие побочные реакции (взаимодействие с компонентами газового потока, гидролиз и др.) в условиях непрерывного чередования стадий абсорбции и регенерации абсорбента.

7. Не оказывать значительного коррозионного воздействия на аппаратуру.

8. Обладать нетоксичностью, огнестойкостью и взрывобезопасностью.

9. Иметь низкую стоимость и быть доступными в промышленных масштабах.

Процесс абсорбции протекает на поверхности раздела фаз, поэтому абсорбер должен иметь возможно более развитую поверхность соприкосновения между жидкостью и газом.

По способу образования межфазной поверхности абсорберы можно условно разделить на группы: поверхностные, насадочные, барботажные (тарельчатые), распыливающие (брызгальные). В рамках каждой группы существует множество конструкций.

По способу организации массообмена абсорбционные устройства принято делить на аппараты с непрерывным и ступенчатым контактом фаз. К устройствам с непрерывным контактом фаз можно отнести насадочные колонны, распылительные аппараты, однополочные барботажные и пенные устройства, а к устройствам со ступенчатым контактом – тарельчатые колонны, многополочные барботажные и пенные устройства.

4. Многофункциональный абсорбер.

Изобретение относится к малогабаритным многофункциональным массообменным аппаратам, применяемым в химической, нефтехимической и газовой промышленности для осуществления процессов тепломассообмена между газом и жидкостью: гликолевой осушки газа, аминовой очистки газа от углекислоты и сернистых примесей. Предпочтительная область применения - процессы гликолезой осушки и отбензинивания природного и попутного нефтяного газа на установках подготовки и переработки газа, расположенных внутри помещений Крайнего Севера, на морских платформах в нефтегазодобывающих суда х. Известен многофункциональный абсорберсепаратор для гликолевой осушки газа, включающий входную сепарационную секцию, глухую тарелку, массообменные тарелки и верхнюю сепарационную секцию. Основные данные абсорбера: производительность 10млн.нм 3/сут, рабочее давление 9,4МПа, диаметр 1800ии, высота 16800мм, число контактных ступеней 5, масса 61,6. На контактных ступенях его установлены по две тарелки: одна сетчатая, а другая с прямоточными патрубками. Недостатком известного абсорбера является значительный высотный габарит из-за большого расстояния между двойными ступенями, достигающего 1000 - 1200мм. Поэтому металлоемкость известного абсорбера при его производительности по газу 10млн.м 3/сут и массе 55,1т высокая и составляет Наиболее близким техническим решением к заявляемому являются многофункциональный абсорбер-сепаратор, в котором установлены контактные элементы с осевыми завихрителями, он включает входн ую нижнюю сепарационную секцию, глухую тарелку, массообменные тарелки с осевыми завихрителями в верхнюю фильтросепарационную секцию. Благодаря применению контактных и сепарационных элементов с осевыми завихрителями удается повысить производительность и снизить высоту аппарата до 12,1м при уменьшении диаметра с 1,8 до 1,4м, а тем самым добиться самой низкой удельной металлоемкости по сравнению с другими известными конструкциями абсорберов: Ма = 2,2т/млн.нм 3/сут

5. Адсорбционная осушка газа.

Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой "точки росы" (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в север­ных районах страны. Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсор­бенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.

К ним относятся активированные угли (S _уд = 600-1700 м²/г); силикагели - продукты обезвоживания геля кремниевой кислоты (S _уд-320-770M /г); цеолиты - минералы, являющиеся водными алюмосиликатами натрия и кальция, а также искусственные цеолиты.

Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на по­верхности или в объеме микропор твердого тела. Эффективные радиусы микропор составляют (5-10) 10'¹⁴ мкм. Максимальная активность, дости­гаемая к моменту равновесия при данных температуре и концентрации по­глощаемого вещества в газовой фазе, называется равновесной статической активностью. Активность при поглощении до появления поглощаемого компонента за слоем поглотителя называется динамической активностью.

Динамическая активность адсорбента характеризует вес улавливаемой жидкости в процентах от веса адсорбента. Обычно она равна 4-7%.

Промышленные адсорбенты должны обладать достаточно высокой ак­тивностью, обратимостью адсорбации и простотой регенерации, малым сопротивлением потоку газа и высокой механической прочностью.

Десорбция основана на том, что при повышении температуры увели­чивается энергия адсорбированных молекул и они могут освобождаться от адсорбента. Наиболее благоприятны для этого температуры 200-300°С.

В момент насыщения адсорбента влагой в одном из адсорберов в дру­гом происходит десорбция и охлаждение. Процесс протекает последова­тельно по мере насыщения влагой адсорбента в колонне. Размеры адсорбе­ров в 2-3 раза меньше абсорберов. Внутри аппарата размещено от 4 до 8 полок, на которые насыпают необходимое количество адсорбента. Работа­ет адсорбер без замены селикагеля до 2 лет. Рабочая температура в адсорбере 10-14 °С, средняя скорость движения газа через адсорбер 0,15-0,5 м/с, давление газа 7-8 МПа.

Продолжительность циклов насыщения, регенерации и охлаждения адсорбента определяется временем, необходимым для его регенерации. Обычно цикл насыщения длится 10-20 ч, а цикл регенерации 4-8 ч.

6. Характеристики адсорбентов и их регенерация.

Адсорбционный метод являются одним из самых распространенных средств защиты воздушного бассейна от загрязнений. Только в США введены и успешно эксплуатируются десятки тысяч адсорбционных систем. Основными промышленными адсорбентами являются активированные угли, сложные оксиды и импрегнированные сорбенты. Активированный уголь (АУ) нейтрален по отношению к полярным и неполярным молекулам адсорбируемых соединений. Он менее селективен, чем многие другие сорбенты, и является одним из немногих, пригодных для работы во влажных газовых потоках. Активированный уголь используют, в частности, для очистки газов от дурно пахнущих веществ, рекуперации растворителей и т.д.

Оксидные адсорбенты (ОА) обладают более высокой селективностью по отношению к полярным молекулам в силу собственного неоднородного распределения электрического потенциала. Их недостатком является снижение эффективности в присутствии влаги. К классу ОА относят силикагели, синтетические цеолиты, оксид алюминия.

Можно выделить следующие основные способы осуществления процессов адсорбционной очистки:

После адсорбции проводят десорбцию и извлекают уловленные компоненты для повторного использования. Таким способом улавливают различные растворители, сероуглерод в производстве искусственных волокон и ряд других примесей.

После адсорбции примеси не утилизируют, а подвергают термическому или каталитическому дожиганию. Этот способ применяют для очистки отходящих газов химико-фармацевтических и лакокрасочных предприятий, пищевой промышленности и ряда других производств. Данная разновидность адсорбционной очистки экономически оправдана при низких концентрациях загрязняющих веществ и (или) многокомпонентных загрязнителей.

После очистки адсорбент не регенерируют, а подвергают, например, захоронению или сжиганию вместе с прочно хемосорбированным загрязнителем. Этот способ пригоден при использовании дешевых адсорбентов.

Для десорбции примесей используют нагревание адсорбента, вакуумирование, продувку инертным газом, вытеснение примесей более легко адсорбирующимся веществом, например, водяным паром. В последнее время особое внимание уделяют десорбции примесей путем вакуумирования, при этом их часто удается легко утилизировать.

Для проведения процессов адсорбции разработана разнообразная аппаратура. Наиболее распространены адсорберы с неподвижным слоем гранулированного или сотового адсорбента. Непрерывность процессов адсорбции и регенерации адсорбента обеспечивается применением аппаратов с кипящим слоем.

В последние годы все более широкое применение получают волокнистые сорбционно-активные материалы. Мало отличаясь от гранулированных адсорбентов по своим емкостным характеристикам, они значительно превосходят их по ряду других показателей. Например, их отличает более высокая химическая и термическая стойкость, однородность пористой структуры, значительный объем микропор и более высокий коэффициент массопередачи (в 10-100 раз больше, чем у сорбционных материалов). Установки, в которых используются волокнистые материалы, занимают значительно меньшую площадь. Масса адсорбента при использовании волокнистых материалов меньше, чем при использовании АУ в 15-100 раз, а масса аппарата в 10 раз. Сопротивление слоя не превышает при этом 100 Па.

Повысить технико-экономические показатели существующих процессов удается также путем оптимальной организации стадии десорбции, например, за счет программированного подъема температуры.

Следует отметить эффективность очистки на активированных углях сотовой (ячеистой) структуры, обладающих улучшенными гидравлическими характеристиками. Такие сорбенты могут быль получены нанесением определенных композиций с порошком АУ на вспененную синтетическую смолу или вспениванием смеси заданного состава, содержащей АУ, а также выжиганием наполнителя из смеси, включающей АУ вместе со связующим.

Еще одним направлением усовершенствования адсорбционных методов очистки является разработка новых модификаций адсорбентов – силикагелей и цеолитов, обладающих повышенной термической и механической прочностью. Однако гидрофильность этих адсорбентов затрудняет их применение.

Наибольшее распространение получили адсорбционные методы извлечения из отходящих газов растворителей, в том числе хлорорганических. Это связано с высокой эффективностью процесса очистки газов (95-99%), отсутствием химических реакций образования вторичных загрязнителей, быстрой окупаемостью рекуперационных установок (обычно 2-3 года) благодаря повторному использованию растворителей и длительным (до 10 лет) сроком службы АУ. Ведутся активные работы по адсорбционному извлечению из газов оксидов серы и азота.

Адсорбционные методы являются одним из самых распространенных в промышленности способов очистки газов. Их применение позволяет вернуть в производство ряд ценных соединений. При концентрациях примесей в газах более 2-5 мг/м³, очистка оказывается даже рентабельной. Основной недостаток адсорбционного метода заключается в большой энергоемкости стадий десорбции и последующего разделения, что значительно осложняет его применение для многокомпонентных смесей.

После адсорбции примеси не утилизируют, а подвергают термическому или каталитическому дожиганию. Этот способ применяют для очистки отходящих газов химико-фармацевтических и лакокрасочных предприятий, пищевой промышленности и ряда других производств. Данная разновидность адсорбционной очистки экономически оправдана при низких концентрациях загрязняющих веществ и (или) многокомпонентных загрязнителей.

После очистки адсорбент не регенерируют, а подвергают, например, захоронению или сжиганию вместе с прочно хемосорбированным загрязнителем. Этот способ пригоден при использовании дешевых адсорбентов.

Традиционно для регенерации адсорбента используют термические и реагентные методы.

Низкотемпературная термическая регенерация — обработка сорбента парами или газами при 100-400°С. Термическая регенерация — обработка сорбента при высоких температурах (800-900°С) в атмосфере инертного газа или перегретого водяного пара. Адсорбированные загрязняющие вещества при этом удаляются из сорбента и окисляются до газообразных. Под химической регенерацией понимают какую-либо обработку сорбента жидкими или газообразными реагентами при сравнительно низкой температуре.

После адсорбции проводят десорбцию и извлекают уловленные компоненты для повторного использования. Таким способом улавливают различные растворители, сероуглерод в производстве искусственных волокон и ряд других примесей.

7. Низкотемпературная сепарация газа.

Это процесс промысловой обработки природного газа с цельюизвлечения из него газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при температурах от 0 до -30°С.

Первая промышленная установка низкотемпературной сепарации (HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950, в CCCP в 1959 (месторождение Ленинградское в Краснодарском крае). Низкотемпературная сепарация осуществляется по следующей схеме. Газ из скважины по шлейфу проходит (рис. 1) через сепаратор первой ступени (для предварительного отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах и шлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепарированного холодного газа. После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давления максимальной конденсации (или близкого к нему), температура его при этом снижается (за счёт дроссель-эффекта). В сепараторе вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости газового потока выпадают конденсат и влага, которые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловый сборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата.

С целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включён турбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки месторождения) до значения, при котором не представляется возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счёт энергии пласта, в схему включается источник искусственного холода — холодильный агрегат. Технологический режим установки HTC определяется термодинамической характеристикой месторождения, составом газа и конденсата, а также требованиями, предъявляемыми к продукции промысла. Для предупреждения образования гидратов в схемах HTC предусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования. Давление последней ступени сепарации определяется давлением в газопроводе, температура — из условия глубины выделения влаги и тяжёлых углеводородов. Технология низкотемпературной сепарации пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (С₅+В) до 97%, а также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа. Достоинством установки HTC являются низкие капитальные и эксплуатационных затраты (при наличии свободного перепада давления), недостатком — низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счёт облегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта.

Для повышения эффективности HTC используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа (замена низкотемпературного сепаратора на абсорбер-сепаратор — многофункциональный аппарат, в котором при различных этапах разработки месторождения можно осуществлять процессы HTC, а также абсорбционного отбензинивания и осушки газа).

8. Методы стабилизации конденсата.

Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода:

1. Ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);

2. Ректификация в стабилизационных колоннах;

3. Комбинирование сепарации и ректификации.

1. Технология стабилизации конденсата дегазацией

Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении температуры и понижении давления.

Обычно такая технология процесса стабилизации применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор.

Для стабилизации конденсата можно применять 1-, 2- и 3-ступенчатые схемы дегазации.

Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число ступеней.

Это объясняется тем, что при увеличении числа ступеней доля отгона на каждой из них уменьшается, а уменьшение доли отгона влечет за собой и уменьшение уноса в газовую сферу целевых углеводородов конденсата.

Принципиальная технологическая схема установки стабилизации газового конденсата 2-ступенчатой дегазацией включает: дроссели; сепараторы 1^й и 2^й ступени дегазации; товарная емкость;

Согласно техпроцесса происходит преобразование: нестабильный конденсат -газы дегазации 1^йступени- разгазированный конденсат- газы дегазации 2^й ступени -конденсат в товарный парк- вода

Основные преимущества схем дегазации - это простота технологии, низкие металло- и энергоемкость процесса.

Основной недостаток - это нечеткое разделение углеводородов, одни из которых являются целевыми для газов стабилизации, а другие - для стабильного газового конденсата.

При ступенчатой дегазации газа давление на последующей ступени всегда меньше давления на предыдущей.

2. Технология стабилизации конденсата ректификацией

Сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн.

Она имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров и др.

Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в 2^х или 3^хколоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан).

На современных установках обычно применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты. стабилизация конденсат дегазация ректификация

Принципиальная схема типовой установки стабилизации конденсата с использованием 2^хректификационных колонн включает дегазацию конденсата в сепараторе, разделение отсепарированной жидкости из сепаратора на 2 потока.

Один из них нагревается в теплообменнике и поступает в питательную секцию абсорбционно-отпарной колонны (АОК); другой в качестве орошения подается на верхнюю тарелку АОК.

Используются сепаратор; теплообменник; АОК;трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник

нестабильный конденсат; стабильный конденсат; газы стабилизации; ШФЛУ;

Технологический режим в АОК следующий: давление 1,9-2,5 МПа; температура вверху 15-20°С, внизу - 170-180°С.

Ректификатом АОК является фракция, состоящая в основном из метана и этана, остатком - деэтанизированный конденсат.

Обычно газ сепарации из сепаратора объединяют с верхним продуктом АОК и после дожатия направляют в магистральный газопровод (МГП).

Деэтанизированный конденсат из АОК направляют в стабилизатор, работающий по схеме полной ректификационной колонны.

С верха стабилизатора отбирают пропан-бутановую фракцию (ПБФ) или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), а из куба колонны отводят стабильный конденсат.

Давление в стабилизаторе составляет 1,0-1,6 МПа.

Для подвода тепла в кубы колонн используют трубчатые печи.

На усовершенствованных установках стабилизации конденсата для повышения технологической гибкости и возможности переработки облегченного по фракционному составу конденсата из-за истощения месторождения газ сепарации из сепаратора 1 нагревают и подают в куб АОК как отдувочный газ.

Использование газа сепарации в качестве отдувочного позволяет в нижней части АОК снизить парциальное давление компонентов С3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и количество тепла, подводимого в трубчатой печи.

Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа включает сепаратор; рекуперативные теплообменники; АОК; трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник

Во время стабилизации конденсата с с подачей отдувочного газа согласно техпроцесса происходит преобразование: сырой конденсат- стабильный конденсат- газы стабилизации- ШФЛУ.

9. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

1.Газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;

2.Качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;

3.Товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того, чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа - содержание в нем кислорода. Значение этого показателя - не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (табл. 2.9).

Таблица 2.9

Нормы ГОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

В ГОСТ 51.40-93 введен новый показатель, ограничивающий содержание меркаптановой серы в товарном газе, не более 36 мг/м³.

В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS₂) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе

10. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема.

При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определённый момент собственного давления становится недостаточно для подачи газа потребителю (магистральный газопровод МГ, ТЭЦ и т.д.) с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС), предназначенных для следующих целей:

1) Сжатия газа до необходимого давления. При подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа. В процессе транспортировки газа на химические комбинаты, ТЭЦ, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0,5 до 1,7 МПа. При работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа.

2) Увеличения газоотдачи пласта понижением давления на всём пути движения газа из пласта до приёмного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать 50 – 60 % начальных запасов газа, в комрессорный период эксплуатации – ещё 20 – 30 %.

3) Увеличения дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии.

4) Улучшения технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяжённости или МГ небольшой длины.

Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.