поддержка
проекта:
разместите на своей странице нашу кнопку!И мы
разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на
e-mail
Статистика
Сбор и подготовка газа и газового конденсата
Существует несколько схем сбора газа и газового конденсата на
промыслах: линейная, кольцевая, групповая. Конкретный выбор схемы сбора
газа зависит от многих причин, в числе которых геологические условия
месторождения, состав и свойства добываемой продукции газовых скважин,
способа подготовки газа и газового конденсата к транспортировке,
требований потребителей и другие факторы. Каждая газовая скважина
соединяется с газосборными коллекторами газопроводами-шлейфами.
Газосборные коллекторы соединяют газопроводы-шлейфы с установками
комплексной подготовки газа (УКПГ). При наличии на месторождении
нескольких УКПГ их соединяют между собой соединительными газопроводами.
Наибольшее применение на новых газовых и газоконденсатных месторождениях
получила централизованная система сбора. Газ и газовый конденсат от
группы скважин по индивидуальным газопроводам-шлейфам поступают на УКПГ
и затем после подготовки на каждой УКПГ - в газосборный коллектор и на
головные сооружения (ГС). Следует отметить, что на первых стадиях
разработки газовых месторождений широко применяли индивидуальные схемы
сбора газа, когда на каждую скважину устанавливали свой комплекс
оборудования для подготовки газа. Эта схема сбора газа отличалась
высокой степенью надежности, так как выход из строя одной индивидуальной
установки не прекращал работы всей системы. Однако из-за ряда крупных
недостатков - большой металлоемкости и рассредоточенности объектов,
повышенной численности обслуживающего персонала, сложной системы водо- и
теплоснабжения эта система в настоящее время не применяется.
На современных газовых месторождениях система сбора и подготовки газа
включает следующие сооружения: установку предварительной подготовки газа
(УППГ), УКПГ и ГС. Это общая схема, так как в зависимости от характера
месторождения (чисто газовое или газо-конденсатное) и других факторов
процессы подготовки газа могут в основном сосредоточиваться на УППГ,
УКПГ или на УКПГ и ГС. Например, если месторождение чисто газовое, то
вся подготовка газа сосредоточивается на УКПГ, а на УППГ выполняют
только замер объемов продукции, поступившей от каждой газовой скважины.
На газоконденсатных месторождениях на УППГ выполняют не только замер
объема продукции каждой скважины, но и частичное отделение влаги и
конденсата.
При промысловой подготовке газа в основном для удаления влаги и
конденсата применяют три технологических процесса: низкотемпературную
сепарацию (НТС), абсорбционную сушку и адсорбционную сушку. Области
применения каждого из этих технологических процессов определяются
конкретными условиями каждого газового месторождения. Так, для
подготовки газа на чисто газовых месторождениях для удаления влаги
широко применяют абсорбционную, а также адсорбционную сушку. При наличии
в газе конденсата наряду с абсорбционной и адсорбционной сушкой,
особенно в условиях северных газоконденсатных месторождений, широко
применяют низкотемпературную сепарацию (НТС), а при содержании
конденсата более 100 см3 в 1 м3 газа применяют также и
низкотемпературную абсорбцию (НТА). Если газ содержит повышенное
количество сероводорода и углекислого газа (кислые газы), то газ
дополнительно очищают от сероводорода и углекислого газа на специальных
установках, а на крупных месторождениях на ГПЗ.
Низкотемпературная сепарация осуществляется при температурах от -15° С в
описанных ранее гравитационных или циклонных сепараторах с
предварительным охлаждением газа. Охлаждение газа до низких температур
позволяет более глубоко провести удаление влаги и конденсата. Для
охлаждения газа и газового конденсата при НТС используют два метода:
дросселирование газа и применение специальных холодильных машин. Метод
дросселирования основан на "дроссель-эффекте" или эффекте Джоуля -
Томсона, изучаемого в курсе физики. Суть этого эффекта заключается в
изменении температуры газа при снижении давления на дросселе, т.е. на
местном препятствии потоку газа. При положительном эффекте Джоуля -
Томсона газ в процессе дросселирования охлаждается, а при отрицательном
- нагревается. Для природного газа, состоящего в основном из метана,
эффект Джоуля - Томсона положительный, т.е. происходит с охлаждением
газа. Для дросселирования газа перед входом в сепаратор устанавливают
дроссель, т.е. шайбу с узким проходным отверстием. Дросселирование газа
широко применяют при низкотемпературной сепарации ввиду простоты
устройства дросселя и отсутствия сложного холодильного оборудования.
Однако дросселирование эффективно для охлаждения газа только при
определенном устьевом давлении газовой скважины (во всяком случае не
менее 6 МПа). Поэтому применение дросселирования на поздних стадиях
разработки месторождения неэффективно из-за падения давления газа. В
этом случае для охлаждения газа применяют специальные холодильные
машины. Применение таких машин позволяет вести подготовку газа до конца
разработки месторождения, но при этом возрастают (примерно в 2-2,5 раза)
капитальные вложения в обустройство промыслов. Для предотвращения
образования гидратов в сырой газ вводят водный раствор гликолей, в
частности диэтиленгликоль (ДЭГ).
Абсорбционные методы удаления влаги и конденсата из газа основаны на
явлении абсорбции, т.е. поглощения влаги и конденсата жидкими
веществами, называемыми абсорбентами. В качестве абсорбентов широко
используют водные растворы гликолей: диэтиленгликоль (ДЭГ),
триэтиленгликоль (ТЭГ). Применение гликолей в качестве абсорбентов
объясняется тем, что они удовлетворяют требованиям, предъявляемым к
абсорбентам: высокая взаиморастворимость с водой, простота регенерации,
т.е. восстановления насыщенного влагой ДЭГ или ТЭГ, малая вязкость и
низкая коррозионная активность, неспособность к образованию пены. Этим
требованиям лучше всего удовлетворяет ДЭГ. Для извлечения тяжелых
углеводородов конденсата в качестве абсорбента применяют углеводородные
жидкости. Для проведения абсорбции применяют специальные абсорбционные
колонны. В корпусе колонны - абсорбера по высоте снизу вверх
последовательно расположены три секции: сепарационная, поглотительная
(абсорбционная) и отбойная. Абсорбент (водный раствор ДЭГ) поступает в
верхнюю часть колонны и движется сверху вниз. Газ проходит по
колон-не-абсорберу в противоположном направлении, т.е. снизу вверх, и
контактирует с абсорбентом. В поглотительной секции абсорбера и
происходит основной процесс поглощения влаги абсорбентом. Осушенный газ
выходит из верхней части абсорбера, а насыщенный влагой раствор ДЭГ - из
нижней части абсорбера. Регенерация насыщенного водой абсорбента
осуществляется путем его нагрева в печах и испарения воды.
Адсорбционный метод осушки газа связан с применением метода адсорбции,
т.е. поглощения влаги твердыми веществами - адсорбентами. В качестве
адсорбентов используют твердые пористые вещества, имеющие развитую
удельную поверхность: активированные угли, си-ликогели, цеолиты
естественные и искусственные. Насыщенные водой и конденсатом
вещества-адсорбенты могут быть регенерированы за счет удаления
поглощенной влаги и повторно использованы. Этот процесс называют
десорбцией. Адсорбционную осушку газа осуществляют на адсорбционной
установке, в состав которой входят две или более колонн - адсорберов.
Когда один из аппаратов работает в режиме адсорбции, то другой - в
режиме регенерации - десорбции. При режиме адсорбции сырой газ проходит
в аппарате через слой адсорбента, где очищается от влаги и конденсата. В
таком режиме аппарат работает обычно 8 ч (реже 16 или 24 ч). За это
время слой адсорбента насыщается влагой и конденсатом. После этого
аппарат переключается на работу в режиме регенерации. При регенерации
адсорбента часть сырого газа нагревают в нагревателях до температуры
200-300° С и затем подают в колонну. Нагретый газ, проходя через слой
насыщенного влагой и конденсатом адсорбента, поглощает влагу и конденсат
и выводит их за пределы колонны. Затем циклы адсорбции и десорбции
периодически повторяют. Адсорбционные методы осушки газа по сравнению с
абсорбционными позволяют провести более глубокую очистку газа от влаги
со снижением точки росы до -50° С и ниже. Поэтому адсорбционные процессы
осушки газа находят применение на северных газовых месторождениях.
Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные газопроводы
определяется отраслевым стандартом Мингазпрома ОСТ 51.40-83 "Газы
горючие, подаваемые в магистральные газопроводы", где установлена точка
росы по влажности в разных климатических зонах. Точка росы -
температура, до которой должен охладиться газ, чтобы достигнуть
состояния насыщения водяным паром. При достижении точки росы в газе
начинается конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов.
Поэтому для умеренной зоны нашей страны в период с 1 мая по 30 сентября
точка росы газа по влаге не должна превышать 0° С, а с 1 октября по 30
апреля - (-5)° С. В холодной зоне нашей страны точка росы газа по влаге
соответственно не должна превышать -10 и -20° С.
На месторождениях с повышенным содержанием сероводорода газ перед
подачей в магистральный газопровод должен быть очищен от сероводорода.
Это прежде всего имеет отношение к таким газоконден-сатным
месторождениям, как Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское. По ОСТ
51.40-83 минимальное содержание сероводорода в газе, подаваемом в
магистральный газопровод, не должно превышать 0,02 г на 1 м3 газа. С
другой стороны, сероводород - ценное сырье для получения
высококачественной элементарной серы и серной кислоты. Поэтому
отделенный от газа сероводород используют для получения серы и серной
кислоты. Для удаления из газа сероводорода наиболее часто применяют
абсорбционные методы, которые можно разделить на следующие три группы:
абсорбция сероводорода за счет его физического растворения в абсорбенте,
в качестве которого применяют ацетон, трибутилфосфат;
абсорбция сероводорода как за счет физического растворения, так и за
счет одновременно протекающих химических реакций взаимодействия
вещества-абсорбента с сероводородом; в этом случае в качестве
абсорбентов применяют смесь растворителя - сульфинола и химического
поглотителя - диизопропаноламина и воды;
абсорбция сероводорода и углекислого газа при их химическом
взаимодействии с химически активной частью абсорбента; в качестве
абсорбентов при этом применяют моноэтаноламин (МЭА), диэтано-ламин (ДЭА),
триэтаноламин (ТЭА).
Наибольшее применение в практике очистки газа от сероводорода и
углекислого газа нашел абсорбционный метод с применением в качестве
абсорбентов водных растворов МЭА или ДЭА. Абсорбцию газа для очистки его
от сероводорода и углекислого газа проводят в абсорберах, где газ
движется снизу вверх и взаимодействует со встречным потоком водного
раствора МЭА или ДЭА.
