Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Марчук Ю.В. , Кондрат О.Р

ЗБІР І ПІДГОТОВКА ГАЗОПРОМИСЛОВОЇ ПРОДУКЦІЇ

КОНСПЕКТ ЛЕКЦІЙ

2015

Міністерство освіти і науки України

Івано-Франківський національний технічний університет

нафти і газу

Кафедра розробки та експлуатації нафтових і

газових родовищ

Марчук Ю.В. , Кондрат О.Р

ЗБІР І ПІДГОТОВКА ГАЗОПРОМИСЛОВОЇ

ПРОДУКЦІЇ

КОНСПЕКТ ЛЕКЦІЙ

ДЛЯ ДИСТАНЦІЙНОГО НАВЧАННЯ

для студентів спеціальності „Видобування нафти і газу”

Рекомендовано методичною радою університету

Івано-Франківськ

2015

ЗМІСТ

стор.

Вступ ................................................................................................. 4

Розділ 1. Фізичні і термодинамічні властивості газових

і рідинних вуглеводневих сумішей …………............. 6

1.1 Склад свердловинної продукції, технічні умови і

стандарти на природний газ, вуглеводневий

конденсат та продукти їх переробки …………………............ 6

1.2 Хімічний склад свердловинної продукції ……………... …… 11

1.3 Спосіб вираження складу фаз ………………………………..15

Розділ 2. Системи збору і транспорту свердловинної

продукції …………………………………………….. 20

2.1 Класифікація систем збору і транспорту свердловинної

продукції ……………………………………. …………….. 20

.2.2 Технологічний розрахунок промислових

газопроводів ……………………………………………… 24

2.2.1 Гідравлічний розрахунок простих газопроводів ………… 24

2. 2.2 Гідравлічний розрахунок складних газопроводів ……… 33

2.2.3 Гідравлічний розрахунок конденсатопроводів і

водопроводів …………………………………………....... 37

2.2.4 Тепловий розрахунок газопроводів ……………………… 41

2.2.5 Механічний розрахунок трубопроводів …………………. 43

2.3. Ускладнення в системах збору свердловинної

продукції ………………………………………………… 44

2.3.1 Нагромадження твердих осадів у трубопроводах ………. 44

2.3.2 Утворення гідратів у трубопроводах ……………… 45

2.3.3 Корозія промислових трубопроводів ……………………. 51

Розділ 3. Розділення свердловинної продукції …………......... 56

3.1 Сепарація продукції свердловин ……………………….. 56

3.1.1 Конструкція сепараторів ……………………………............ 56

3.1.2 Технологічний розрахунок сепараційного обладнання .. ….. 77

Розділ 4. Підготовка природного газу і вуглеводневого

конденсату до транспорту, пластової води

до утилізації …………………………………................ 86

4.1 Методи промислової підготовки газу і конденсату ................... 86

4.2 Вибір методу підготовки газу до транспорту ............................ 87

4.3 Низькотемпературний метод підготовки природного газу .... 89

4.3.1 Установка низькотемпературної сепарації газу з

використанням дросель-ефекту .......................................... ...... 89

4.3.2 Установка низькотемпературної сепарації газу з

використанням турбодетандерів ................................................ 91

4.3.3 Установка низькотемпературної сепарації газу з

використанням холодильних машин ....................................... 95

4.4 Абсорбційний метод промислової підготовки газу ............... 99

4.4.1 Абсорбційна установка осушення газу гліколями ................ 99

4.4.2 Абсорбційна установка відбензинювання природного

газу .......................................................................................................100

4.5 Адсорбційна установка осушення і відбензинювання

природного газу ............................................................................... 102

4.6 Технологічний розрахунок установок підготовки газу ........ 105

4.6.1 Установка низькотемпературної сепарації газу з

використанням дросель-ефекту .......................................... ......

4.6.2 Установка низькотемпературної сепарації газу з

використанням турбодетандерів ................................................

4.6.3 Установка низькотемпературної сепарації газу з

використанням холодильних машин .......................................

4.6.4 Абсорбційна установка осушення газу гліколями ................

Список використаної літератури ...................................................

ВСТУП

Нафта і газ серед корисних копалин займають особливе місце. З давніх-давен вони застосовувались в медицині, будівництві, для освітлення, а з розвитком нафтохімії стають сировиною для все нових матеріалів, синтетичних речовин тощо. Нині практично не існує сфери діяльності в промисловості , де б не використовувались продукти переробки нафти і газу.

Широта застосування, економічність надають нафті і газу виняткового значення у функціонуванні народного господарства. Сьогодні їх частка в енергетичному балансі України становить більше 40%.

На землях України нафта була відома ще в давнину. Так, у 3-4 столітті до нашої ери на Керченському півострові греки збирали її на поверхні і в колодязях.

Прояви природного газу були зафіксовані в минулому столітті при видобутку вугілля в Донбасі та при будівництві соляних шахт у Прикарпатті. Перший газопровід між містами Борислав і Дрогобич збудовано в 1911році.

На теренах України нафта видобувається з 1771 року, а газ з 1924 року. Найвищими темпами вони освоювались у післявоєнні роки, коли були відкриті значні за запасами газу родовища на сході і заході України.

З другої половини 70-х років в наслідок погіршення структури підготовлених до розробки запасів, скорочення обсягів робіт на нафту і природний газ їх видобуток неухильно знижувався. Нині він установився на рівні до 4 млн.тон рідких вуглеводнів і 18 млрд. м³ газу на рік. Потреби держави у цих енергоносіях задовольняються на 10% - 20% відповідно. Дефіцит компенсується за рахунок імпорту.

Останнім часом спостерігається тенденція до збільшення технологічних ліній на установках підготовки природного газу та газопереробних заводів по випуску товарного етану, скраплених газів і стабільного конденсату.

В Україні товарний етан, скраплені гази, товарний стабільний конденсат виробляють нафтопереробні заводи та газопереробні заводи, які підпорядковуються ДК „Укргазвидобування” і ПАТ „ Укрнафта”.

У підпорядкуванні ДК „Укргазвидобування” три газопереробні заводи: Шебелинське відділення з переробки газового конденсату та нафти потужністю близько 720 тис.т газового конденсату на рік; Селещенський технологічний цех стабілізації конденсату потужністю 1,2 млн.т нестабільного газового конденсату на рік; Яблунівське відділення переробки природного газу, потужності якого дають змогу переробляти за рік 2 млрд. м³ природного газу та виробляти до 95-100 тис.т скрапленого газу і до 1.8-1.9 млрд. м³ очищеного природного газу.

ПАТ „Укрнафта” підпорядкований: Гніденцівський ГПЗ, його виробництво становить 2/3 від всієї потужності видобутку ПАТ „Укрнафта” за скрапленим газом і стабільним бензином; Качанівський ГПЗ продукція заводу, якого є скраплений газ і стабільний конденсат; Долинський ГПЗ виробляє скраплений газ, стабільний газовий бензин, який базується на Долинському, Пасічнянському і Бориславському родовищах.

Розділ 1 Фізичні і термодинамічні властивості

газових і рідинних вуглеводневих сумішей

1.1 Склад пластової продукції, технічні умови

і стандарти на природний газ, вуглеводневий

конденсат та продукти їх переробки

Пластова (свердловинна) продукція являє собою цінну сировину, в склад якої входять:

1. Сухий газ - метан (СН₄) і етан (С₂Н₆).

2. Скраплені гази - пропан (С₃Н₈) і бутан (С₄Н₁₀ ).

3. Стабільний конденсат - пропан (С₅Н₁₂ + вищі).

4. Корозійні компоненти - сірководень (Н₂S) і вуглекислий газ (СО₂).

5. Інертні гази - гелій (Не), неон (Nе), аргон (Аг), криптон (Кг), ксенон (Хе) і другі.

6. Домішки других газів - кисень (О₂), азот (N₂).

7. Ртуть (Рg).

Метан і етан при нормальних атмосферних умовах є реальними газами і при транспортуванні по магістральних трубопроводах знаходяться в газоподі­бному стані.

Пропан і бутан при атмосферних умовах є газоподібними, а при підви­щених тисках - рідини.

Вуглеводні починаючи з С₅Н₁₂ до С₁₇Н₃₆ є рідини, які входять в склад бензинової фракції (стабільний конденсат).

У пластовій продукції, крім вище перерахованих складових, можуть знаходитись:

- тверді механічні домішки: порода, продукти ерозії і корозії металу труб та підземного і наземного обладнання;

- конденсаційна вода;

- пластова мінералізована вода;

- частина важких вуглеводнів і конденсаційна вода можуть знаходитись у паровому стані.

Із пластової води випадають солі, які відкладаються на внутрішній по­верхні труб.

При розробці нафтогазоконденсатних родовищ у трубопроводах можуть відкладатись парафіни, смоли і асфальтени.

Тверді механічні домішки при транспортуванні з газом забивають труби.

При відповідних термобаричних умовах вільна вода із газом утворює кристалогідрати.

Рідкі вуглеводні і вода збираються у понижених місцях газопроводів і зменшують їх пропускну здатність.

Тому на промислах проводять підготовку газу виходячи із його транспо­ртування. Точка роси газу по волозі і вуглеводням повинна бути на (5-7) К нижче, щоб при певному тиску і мінімальній температурі в газопроводі не могли конденсуватись важкі вуглеводні і волога.

При транспортуванні природних газів з агресивними компонентами і при наявності води виникає підвищена внутрішня корозія труб. Крім того, при поставці газу з підвищеним вмістом сірководню комунально-побутовим під­приємствам при спалюванні забруднюється оточуюче середовище, а при спа­люванні його у квартирах призводить до отруєння людей.

Якість газу, який подається в магістральні газопроводи і використовуєть­ся як паливо, згідно технічних умов визначається із умов надійного і найбільш ефективного його транспортування по магістральних газопроводах, подачі споживачам кондиційного газу, який би відповідав вимогам санітарних норм і умовам нормального згорання в побутових і промислових горілочних пристро­ях.

Газопромислові підприємства випускають наступну товарну продукцію: природний газ; стабільний конденсат; товарний пропан; товарний бутан; пропан-бутанову суміш; широку фракцію легких вуглеводнів (ШФЛВУ).

Природний газ. Сухий природний газ, який подається в магістральні газо­проводи, повинен мати відповідні фізико-хімічні властивості встановлені технічними умовами (ТУ У 320.00158764.007-95). Технічними умовами передбачається допустима вологоємність газу, вміст важких вуглеводнів, твердих механічних домішок, сірководню, кисню, меркаптанової сірки і нижча теплота згоряння (див. табл.1.1).

Таблиця 1.1 - Гази горючі природні

(ТУ У 320.00158764.007-98 )

№ п/п	Назва показників	Норма рма
		01.05 - 30.09	01.10 - 30.04
1	Точка роси газу по волозі при 4 МПа, °С не вища	-3	-5
2	Точка роси газу по вуглеводнях при 4 МПа, °С, не вища	0	0
3	Маса механічних домішок, г/м3 не більше	0,003	0,003
4	Маса сірководню, г/м3 не більше	0,02	0,02
5	Маса меркаптанової сірки, г/м3 не більше	0,036	0,036
6	Об'ємна частка кисню, % не більше	0,5	0,5

Рідкі вуглеводні (конденсат, пропан, бутан, пропан-бутан і широка фракція легких вуглеводнів) по­винні відповідати таким показникам, як пружність насичених парів, густина, колір, вміст механічних домішок, води і хлорних солей.

Товарний конденсат. Товарні кондиції стабільного вуглеводневого конденсату, який ви­користовується як сировина на нафтопереробних (НПЗ) або газопереробних заводах (ГПЗ), повинні відповідати технічним умовам на їх постачання. Розрізняють метанові (парафінові), нафтенові і ароматичні конденсати по переважаючому вмісту від­повідних вуглеводнів.

Для товарного конденсату, згідно раніше діючого відомчого стандарту (ОСТ 51.65 - 80) „Конденсат газовий стабільний", встановлені такі показники:

1) пружність насичених парів при тиску 0,1013 МПа і температурі 310,8 К: зимою (01.10 - 30.04) - 93325 Па, літом (01.05 -30.09) - 66661 Па;

2) вміст механічних домішок, не більше - 0,005% мас.;

3) вміст води, не більше - 0,1% мас.;

4) вміст хлорних солей, не більше - 10 мл/л;

5) вміст сірки - згідно вимог замовника;

6) густина конденсату - не нормується але обов'язково вказується.

Товарний пропан - це рідина, яка містить 95% пропану або пропілену, пружність парів якої при температурі 310,8 К не перевищує 1,5 МПа. Допусти­мий вміст бутану до 1 - 2 % об., а допустимий вміст етану обмежується пружністю насичених парів. Інші вимоги, такі як вміст механічних домішок, сірки, води, густина оговорюється в технічних умовах на постачання пропану замовнику. Якщо пропан використовується як моторне паливо, то в ньому обмежу­ється вміст пропілену.

Товарний бутан - рідина, яка містить в основному бутан або бутилен і має пружність насичених парів не більше 0,5 МПа при температурі 310,8 К. При атмосферному тиску температура кипіння 95% (за об'ємом) товарного бутану не повинна перевищувати 274,2 К. Другі вимоги до товарного бутану аналогічні як для пропану.

Пропан-бутанова суміш - рідина. Пружність насичених парів пропан-бутанової суміші, або зрідженого газу, не повинна перевищувати при температурі 310,8 К 1,5 МПа для технічних потреб і 0,9 МПа для комунальних потреб. Температура випаровування 95% суміші близька до температури випаровування бутану.

Широка фракція легких вуглеводнів (ШФЛВУ). Широка фракція легких вуглеводнів (ТУ 38.101524-84) є продуктом стабілізації вуглеводневого конденсату і застосо­вується як сировина газофракційних установок газопереробних, нафтопереробних і нафтохімічних підприємств.

ШФЛВ (марка А) має наступний масовий склад у відсотках: метан-етан, не більше - 3; пропан, не менше - 15; бутан-пентан, не менше - 45; гексан і вище, не більше -11; сірководень і меркаптанова сірка, не більше - 0,025, в т.ч. сірководень не більше - 0,003; зовнішня вода - відсутня; луг - відсутній.

За зовнішнім виглядом ШФЛВ представляє собою безбарвну легко кип­лячу і легко займисту рідину з відносною молекулярною масою 80 і густиною 678,1 кг/м³ при 20 °С.