Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Природный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок и оскалну), конденсат тяжелых углеводородов, водяные пары и часто сероводород, и углекислый газ. Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение. Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, так же вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов. Углекислых газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа. Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей.

Подготовка газа осуществляется на промысловых газовых сборных пунктах главным образом методами низкотемпературной сепарации, основанными на однократной конденсации продукции скважин с использованием ингибиторов гидратообразования, а также методами абсорбции и адсорбции с последующей очисткой газа от сероводорода.

Целью данной работы является: изучить метод низкотемпературной сепарации газа.

Задачи:

1. Изучить технологии и оборудование, применяемое в процессах НТС;

2. Рассмотреть параметры, влияющие на процесс НТС;

3. Выявить достоинства и недостатки установки НТС.

1. Низкотемпературная сепарация газа

Метод извлечения жидких углеводородов из газов газоконденсатных месторождений, в основе которого лежат процессы однократной конденсации при температурах от -10 до -25 ^?С и газогидромеханического разделения равновесных жидкой и газовой фаз, называется низкотемпературной сепарацией.

Метод НТС для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождения был впервые использован в США, где в 1950 г. Была пущена в эксплуатацию первая промышленная установка НТС. Получение низкой температуры сепарации достигалось дросселированием газа с избыточного давления.

Первая установка состояла из низкотемпературного сепаратора со змеевиком в нижней части, предназначенным для расплава гидратов. Теплый газ из скважины проходил через змеевик, затем по выходе из змеевика сепаратора дросселировался и поступал в сепаратор. Отсепарированный газ направлялся в газопровод.

Дальнейшее развитие НТС шло по пути усложнения установок. В схему сначала включили рекуперационный теплообменник, затем системы впрыска и регенерации ингибитора гидратообразования, далее холодильные машины и систему стабилизации конденсата. Такой же путь развития прошли установки и на отечественных промыслах [2].

2. Технологии и оборудование, применяемые в процессах низкотемпературной сепарации газа

2.1 Технологии

Существует несколько способов подготовки природного газа к транспорту.

Способ подготовки природного газа к транспорту с использованием ингибитора гидратообразования

а) фракционирование водного раствора ингибитора гадратообразования на контактных ступенях первой ступени сепарации с газовым потоком в количестве, обеспечивающим массовое соотношение жидкости к газу L/G=0,0007-0,007. В качестве водного раствора ингибитора используют водную фракцию, выделенную на второй (низкотемпературной) ступени сепарации, в которую добавляют свежий ингибитор;

б) разделение газового потока перед каждой ступенью контакта на два потока, одним из которых производят фракционирование водного раствора, и объединение двух потоков после каждой ступени контакта.

Способ осуществляется следующим образом.

Углеводородный газ (поток 1) с температурой 15-45 ^оС и давлением 9-13 Мпа подают на первую ступень сепарации, где отделяют от газовой фазы воду и конденсат. Затем на контактных ступенях на первой ступени сепарации производят отдувку и насыщение газа ингибитором гидратообразования. Водный раствор (поток 2) до подачи на отдувку фракционируют на контактных ступенях первой ступени сепарации газовым потоком 1 в количестве, обеспечивающем массовое соотношение жидкости к газу L/G=0,0007-0,007, при этом газовый поток 1 разделяют перед каждой ступенью контакта на два потока, одним из которых производят фракционирование водного раствора (поток 2), после каждой ступени контакта газ объединяют.

Водный раствор (поток 2) представляет собой - 51,3%-ный (по массе) раствор ингибитора.

На первой ступени сепарации отделяют газовую фазу (поток 5) от водной (поток 6). Концентрация ингибитора в низкоконцентрированном водном растворе (поток 6), определяемом на первой ступени сепарации, составляет 0,025% (по массе), что отвечает требованиям экологии для подачи водного раствора в систему промстоков.

После последней ступени контакта объединяют газовую фазу (поток 3), концентрация ингибитора в которой 79,7% (по массе), с байпасированным потоком газа (поток 4). Этим обеспечивается концентрация ингибитора в газовом потоке (поток 5), равна 68,5% (по массе).

Такая концентрация позволяет исключить гидратообразование, которое может возникнуть после охлаждения газового потока при существующих термодинамических параметрах установки. Для предупреждения гидратообразования на этом участке концентрация ингибитора должна быть не менее 55% (по массе). Охлажденный поток газа 7 направляют на вторую ступень - низкотемпературную сепарацию.

Термодинамические условия в низкотемпературном сепараторе следующие: температура от -15 до -25 ^оС, давление 7-9 Мпа. Отсепарированных и охлажденный сухой газовый поток 8, полученный после низкотемпературной сепарации используют для охлаждения газового потока (поток 5) и направляют в газопровод. Водную фазу (поток 9), концентрация ингибитора в которой 28,2% (по массе), со второй ступени сепарации обогащают свежим ингибитором гидратообразования (поток 10) до концентрации 51,3% (по массе) и полученный водный раствор направляют на контакт с газом в первую ступень сепарации (поток 2), а углеводородную жидкость со второй ступени сепарации (поток 11) - конденсатопровод.

Способ предлагает многократное (циклическое) использование водной фазы второй ступени сепарации, содержащей ингибитор гидратообразования. Необходимую концентрацию ингибитора гадратообразования в водной фазе, направляемой на первую ступень сепарации, обеспечивают, добавляя свежий ингибитор гадратообразования. Необходимость в добавлении свежего ингибитора связана с компенсацией уноса его с газом и конденсатом.

Эффективность

Предложенный процесс позволяет снизить расход и концентрацию свежего ингибитора и осуществить непосредственную подачу газа с необходимым содержанием в нем ингибитора гидратообразования на низкотемпературную сепарацию.

Данный способ подготовки углеводородного газа нашел свое применение на УКПГ-2 Уренгойского месторождения.

Способ подготовки природного газа к транспорту

Краткое описание

Предложенный способ предназначен для подготовки природного газа к транспорту путем выделения из него воды и углеводородного конденсата.

Принципиальная технологическая схема этого способа изображена на рис. 2.

Способ подготовка природного газа к транспорту включает ступенчатую сепарацию, охлаждение газа между ступенями сепарации, дегазацию и охлаждение нестабильного конденсата, полученного после каждой ступени сепарации, и противоточное контактирование конденсата со всех ступеней сепарации с отсепарированным газом в верхней зоне сепаратора последней ступени сепарации.

Технологическая схема подготовки природного газа к транспорту:

1-сепаратор; 2-рекуперативный теплообменник; 3-сепаратор-адсорбер; 4,5,9-штуцера; 6-фазный разделитель; 7,8-теплообменники

Эффективность

Эффективность предложенного способа подготовки природного газа к транспорту достигается за счет снижения энерго-затрат и уменьшения соединения легких компонентов в нестабильном конденсате.

Способ подготовки природного газа к транспорту

В предложенном способе подготовки природного газа к транспорту его обрабатывают органическим поглотителем при перепаде давления между первой и второй ступенями сепарации, равном 1,0-1,5 МПа. При этом в качестве поглотителя используют диэтиленгликоль и углеводородную фракцию с температурой начала кипения 280-350 ^оС, а процесс ведут в противотоке между двумя изолированными потоками поглотителей при удельном их расходе (10-100) л/ 1000 м³ газа. Выбранный числовой интервал перепада давлении обусловлен тем, что при перепаде давлении Др > 1,5 МПа выполнение требовании качества газа по ГОСТу обеспечивается с помощью процесса низкотемпературной сепарации (НТС). Подключение в этот период абсорбции невозможно по следующим причинам: снижается эффективность процесса НТС, так как подача абсорбента с температурой выше температуры абсорбируемого газа повышает температуру точки росы и температуру сепарации (т.е. ухудшается качество товарного газа, что приводит к нарушению теплового баланса стадии НТС): стадия углеводородной абсорбции неэффективна при подаче относительно теплового поглотителя в низкотемпературный сепаратор, так как качество товарного газа при абсорбции определяется термодинамическими параметрами на выходе из аппарата; резко снижается эффективность гликолевой осушки из-за большой вязкости концентрированного гликоля. При включении дополнительной обработки с опозданием (т.е. при перепаде давлений между ступенями сепарации меньше 1,0 МПа) ухудшается качество подаваемого в магистральный газопровод газа и теряется газовый конденсат - ценное углеводородное сырье.

Таким образом, перепад давлении в 1,0-1,5 МПа является необходимым условием эффективного осуществления стадий НТС и абсорбции и комбинированной системы качественой подготовки газа к транспорту в период исчерпания дроссель-эффекта.

Эффективность

Предложенный способ подготовки природного газа к транспорту позволяет значительно удешевить процесс, сократить потери углеводородного конденсата и повысить точку росы по углеводородам обрабатываемого газа.

Способ подготовки природного газа к транспорту

Схема подготовки природного газа к транспорту приведена на рис. 3. Конденсат из сепаратора 1 дросселируют на клапан 6 и дегазируют в разделительной емкости 7, откуда газ дегазации направляют в куб 8 абсорбера-сепаратора 5, а углеводородный конденсат охлаждают в рекуперативном теплообменнике 9 и подают в качестве абсорбента в верхнюю массообменную секцию 10.

Пластовый газ после сепаратора 1 и охлаждения в рекуперативных теплообменниках 2 и 3 расширяют в устройстве 4 и подают в абсорбер-сепаратор 5, где разделяют в сепарационной секции 11 на газ, который подают в верхнюю массообменную секцию 10, и конденсат, который направляют на орошение в нижнюю массообменную секцию 12. Конденсат, выделенный в верхней 10 и нижней 11 массообменных секциях, нагревают потоками газа из сепаратора 1 и конденсата из разделительной емкости 7 соответственно в теплообменниках 3 и 9 и направляют в куб 8, где его выветривают. Газ выветривания из куба 8 подают в нижнюю массообменную секцию 12, а жидкий углеводородный продукт выводят из установки. Отсепарированный газ, прошедший обработку в абсорбере-сепараторе 5, нагревают в теплообменнике 2 и подают в газопровод.

При отсутствии избыточной энергии газ из сепаратора 1 дополнительно охлаждают, используя холод, вырабатываемый холодильной установкой 13.

Схема подготовки природного газа к транспорту:

1-сепаратор; 2,3,9-рекуперативные теплообменники; 4-расширяющее устройство; 5-абсорбер-сепаратор; 6-дросселирующий клапан; 7-разделительная емкость; 8-куб абсорбера-сепаратора; 10-верхняя массообменная секция

Эффективность

Эффективность данного способа достигается за счет повышения степени извлечения из газа целевых компонентов С_3+в и снижения газонасыщенности получаемого конденсата путем нагрева конденсата, полученного в верхней и нижней массообменных секциях сепаратора, потоком газа между ступенями сепарации и подачи его в куб сепаратора.

Способ предусматривает разделение исходной газоконденсатной смеси на газовую и жидкую фазы в адсорбере-сепараторе.

Предложенный способ подготовки природного газа к транспорту был внедрен на Ямбургском ГКМ.

Способ сепарации газожидкостной смеси

На рис. 4. изображена схема устройства, в котором может быть осуществлен данный способ.

Устройство для сепарации газожидкостной смеси:

1-трубопровод для подачи газожидкостной смеси; 2,7-кольцевая щель; 3,5,8,9-патрубки; 4-емкость; 6-завихритель

В трубопровод 1 на разделение подают газожидкостную смесь. Перед закручиванием через кольцевую щель 2 и патрубок 3 отбирают часть газожидкостной смеси. Далее газ отделяют от жидкости в гравитационном поле емкости 4 и подают в зону пониженного давления посте закручивания через патрубок 5, где давление потока ниже, чем до закручивания. После закручивания в завихрителе 6 газожидкостный поток разделяется на центральный газовый с зоной пониженного давления и периферийный газожидкостный с зоной повышенного давления. Далее периферийный газожидкостный поток через кольцевую щель 7 патрубок 8 отбирают и разделяют в гравитационном поле емкости 4, и газ возвращают через патрубок 9 в основной газовый поток.

Эффективность

Предложенный способ сепарации газожидкостной смеси позволяет повысить эффективность очистки газа при увеличении производительности, поскольку повышение производительности по жидкости не вызывает резкого изменения остаточного содержания жидкости в газовом потоке после сепаратора. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

2.2 Сепарационное оборудование

Существует несколько типов сепарационного оборудования:

- устройство для отделения газа от жидкости;

- устройство для разделения газожидкостных смесей;

- трехфазный сепаратор;

- газожидкостный сепаратор;

- устройство для очистки и осушки газа от капельной жидкости;

- аппарат для очистки и осушки природного газа;

- горизонтальный аппарат для обработки газа;

- устройство для очистки газа;

Далее рассмотрим подробнее газожидкостный сепаратор.

Предложенный газожидкостный сепаратор, схематично показанный на рис. 5, осуществляет процесс очистки газа от капельной жидкости. Газовый поток, содержащий капли жидкости, проходит через кольцевой канал между стенкой корпуса и поддоном и распределяется по каналам, образованных между жалюзийными пластинами. При движении газового потока по извилистым каналам между жалюзийными пластинами увеличивается скорость потока за счет уменьшения поперечного сечения. Крупные капли жидкости осаждаются на стенках жалюзийных гофрированных пластин на начальном участке. Для того, чтобы обеспечить осаждение все более мелких капель жидкости по ходу движения потока газа, нужно увеличить инерционные силы, действующие на капли. Очищенный от жидкости газ собирается в центральной части сепаратора и через отверстие - в крышке отводится. Отделенная жидкость собирается на поддоне и через трубку 7 выводится из сепаратора.

Газожидкостный сепаратор: 1-гофрированные пластины; 2-крышка; 3-поддон; 4-отверстие; 5-стенка корпуса; 6-кольцевой канал; 7-сливвная труба; 8-гофры

Эффективность

Конструкция предложенного сепаратора обеспечивает движение газового потока от периферии к центру, уменьшение площади поперечного сечения в направлении потока газа, увеличение скорости и, как следствие, рост эффективности сепарации газожидкостного потока за счет повышения улавливающей способности. Техническое решение внедрено в промышленность [1].

3. Основные факторы, влияющие на процесс НТС

Эффективность работы установок НТС при совершенном оборудовании и достижении состояния равновесия зависит от давления в низкотемпературном сепараторе, температуры и состава исходной смеси.

Давление сепарации определяется давлением магистрального трубопровода и в пределах обычного используемых давлений (5-7.5 МПа) мало влияет на степень извлечения С₅ + высшие.

Влияние температуры и состава исходной смеси хорошо прослеживается на примере извлечения нормального пентана. Здесь в качестве параметра состава используется средняя молярная температура кипения исходной смеси. Из рисунка видно, что при постоянной температуре сепарации, чем тяжелее состав исходной смеси, тем выше степень извлечения данного компонента, однако, начиная с некоторого состава (средняя молярная температура кипения около -133 ^оС, М?22), утяжеление состава исходной смеси практически не влияет на увеличение степени извлечения;

снижение температуры сепарации от 0 до -40 ^оС обеспечивает существенный рост извлечения конденсатообразующих компонентов из газов легкого состава (средняя молярная температура кипение -156 ?-133 ?С); влияние температуры сепарации на извлечение конденсатобразующих компонентов из жирных газов (средняя молярная температура кипения больше -133?С, М>22) несущественно; для обеспечения высоких степеней извлечения конденсатообразующих компонентов требуется тем более низкая температура НТС, чем легче состав исходной смеси [2].

4. Совершенствование установок НТС

Для совершенствования процесса НТС были предложены два метода: сорбция в потоке и изоэнтропийное расширение газа.

Сорбция в потоке - впрыск в поток исходной смеси стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей на некотором расстоянии от сепаратора, т.е. утяжеление исходной смеси. Как было показано, до определенного предела утяжеление состава тощей исходной смеси позволяет повысить степень извлечения конденсатобразующих компонентов. Но это мероприятие не дает эффекта для жирных смесей.

Замена изоэнтальпийного расширения (дросселирование) на изоэнтропийное (расширение в детандерах) позволяет эффективнее использовать имеющийся свободный перепад давления. Но и в том и в другом случае необходимо иметь этот свободный перепад давления. Замена дросселя на детандер несколько продлевает срок службы НТС, но не решает проблему извлечения жидких углеводородов на период исчерпания свободного перепада давления.

Как видно на рис. 5, по мере разработки месторождения на истощение следовало бы для поддержания заданного уровня извлечения жидких углеводородов из все облегчающегося состава исходной смеси снижать температуру сепарации. На практике же из-за непрерывного снижения свободного перепада давления температура сепарации постоянно повышается. Поэтому на снижение эффективности НТС влияют одновременно два фактора-облегчение состава исходной смеси и повышение температуры сепарации.

Таким образом, главная причина низкой эффективности установок НТС - несовершенство процесса однократной конденсации, когда извлечение целевых компонентов при фиксированных давлении и температуре зависит от состава исходной смеси [2].

5. Достоинства и недостатки установки НТС

К достоинствам установок НТС можно отнести:

- низкие капитальные вложения и эксплуатационные затраты при наличии свободного перепада давления;

- одновременную осушку газа до точки росы, достаточных для дальнейшего транспорта газа.

Для установок НТС характерны следующие недостатки:

- низкие степени извлечения газового конденсата, особенно для тощих газов;

- высокие потери целевых компонентов с товарным газом;

- снижение эффективности процесса из-за облегчения состава газа ии повышение температуры НТС;

- необходимость реконструкции на период исчерпания свободного перепада давления;

- применение ингибитора гидратообразования.

Установки НТС могут найти оправданное применение на небольших месторождениях с коротким сроком разработки, когда более сложные установки не успевают окупиться, а так же как метод первичной обработки при подачи газа на переработку на отдаленный НПЗ.

Как показывает зарубежный опыт, процесс НТС перерос в процесс низкотемпературной конденсации, отличающийся значительно более низкими температурами охлаждения потока газа (до -90 ? -120 ?С) [2].

Заключение

В ходе выполнения был изучен метод низкотемпературной сепарации газа, технология и оборудование, применяемое в процессах НТС; рассмотрены параметры, влияющие на процесс НТС; определены достоинства и недостатки установки НТС.

Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ.

Список литературы

1. Зиберт Г.К., Седых А.Д., Кащицкий Ю.А., Михайлов Н.В., Демин В.М. Подготовка и переработка углеводородных газов и конденсата. Технологии и оборудование: Справочное пособ. - М.: ОАО «Недра-Бизнесцентр», 2001. -316 с.;

2. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1988. -248 с.: ил.;

3. Кулиев А.М., Алекрепов Г.З., Тагиев В.Г. Технология и моделирование процессов подготовки природного газа. М., «Недра», 1978, 232 с.

4. http://mirslovarei.com/content_geoenc/nizkotemperaturnaja-separacija-58328.html

5. Корчажкин М.Т., Технологическая схема сепарации высоконапорного конденсатного газа, в кн.: Добыча газа М., 1961;

6. Базлов М.Н., Жуков А.И., Алексеев Т.С., Подготовка природного газа и конденсата к транспорту, М., 1968.

Размещено на Allbest.ru