книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

При сопоставлении величины понижения равновесной температуры гидратообразования в присутствии растворов хлористого лития в зависимости от его концентрации с аналогичными характеристи­ ками других антигидратных ингибиторов (рис. 149) установлено, что исследованные растворы наиболее эффективны.

Так, если растворы хлористого кальция плотностью 1,08 снижают равновесную температуру на 3,5° С, то растворы хлористого лития этой же плотности приблизительно на 14° С. Дальнейшее повышение плотности раствора хлористого лития приводит к еще большему эффекту. При растворе плотностью 1,1 кристаллогидраты не были получены даже тогда, когда давление в системе было поднято до 240 кгс/см2, а температура снижена до 0,9° С.

СаС1г.

Полученные данные свидетельствуют о весьма высокой эффектив­ ности растворов хлористого лития, применяемых в качестве анти­ гидратных ингибиторов. Технологическая полезность этих раство­ ров подтверждается не только относительно низкой рабочей концен­ трацией, но и достаточно низкой температурой.замерзания. Напри­ мер, для раствора плотностью 1,15 температура замерзания равна 62° С. Этот показатель играет особенно важную роль при решении вопросов борьбы с гидратами в условиях Крайнего Севера.

В целях экономии применение хлористого лития должно соче­ таться с последующим улавливанием и регенерацией отработанного раствора. Было изучено влияние добавки хлористого лития к рас­ творам хлористого кальция различной концентрации. В результате установлено, что эта добавка значительно увеличивает депрессию равновесной температуры гидратообразования, создаваемую рас­ творами хлористого кальция (см. рис. 149). Причем эффект резко возрастает с увеличением плотности последнего.

280

Таким образом, несмотря на то, что смешанные растворы значи­ тельно уступают по эффективности растворам хлористого лития,

с этим применение растворов хлористого кальция в смеси с 10%-ной (по объему) добавкой раствора хлористого лития плотностью 1,1 по­ зволяет с большей эффективностью бороться с гидратами.

Вместе с добываемой жидкостью на поверхность выносятся пла­ стовые воды. Эти воды, как правило, содержат значительные коли­ чества растворенных солей, из которых чаще всего преобладает хлористый кальций. Обычно температура замерзания пластовых вод ниже 0° С, а по характеристике они являются электролитами. Часто пластовые воды встречаются в виде крепких рассолов с достаточно низкой температурой замерзания. Кроме того, замечено, что в сква­ жинах, где наблюдается приток минерализованной воды, интенсив­ ность гидратообразования значительно ниже по сравнению с теми скважинами, в которых капельная влага имеет конденсатное проис­ хождение. Это указывает на то, что пластовые воды, являясь электро­ литами, выполняют роль антигидратных ингибиторов, действие которых заключается в том, что при их смешивании с конденсиру­ ющейся влагой изменяется ее молекулярная структура.

Имеющиеся в растворе ионы солей разрушают ассоциации моле­ кул воды, в результате чего исключается возможность гидрато­ образования. Отсюда следует, что чем больше ионов в растворе, тем меньше вероятность связывания молекул воды в кристаллическую решетку гидрата.

Для экспериментальной проверки в лабораторных условиях была взята пластовая вода из скв. 21 Степновского газоконденсат­ ного месторождения. Количественный состав растворенных в ней солей представлен в табл. 38. Опыты были проведены по вышеопи­ санной методике с газом, отобранным после сепараторов ГСП-2 Степновского месторождения. Результаты экспериментов показали, что в присутствии пластовой воды равновесная температура гидрато­ образования снижается на 8° С по сравнению с температурой начала

Одновременно были определены равновесные параметры начала образования гидратов в присутствии жидкой фазы, состоящей и» 95% (по объему) пластовой воды и 5% метанола. Оказалось, что

231

при наличии такого комбинированного раствора равновесная тем­ пература снижается еще на 3,5° G. Таким образом, комбинирован­ ный раствор снижает равновесную температуру на 11,5° С.

Результаты экспериментов (рис. 150) хорошо подтверждают воз­ можность применения пластовых минерализованных вод как в чи­ стом виде, так и в смеси с метанолом в качестве антигидратных инги­ биторов.

Ввод гликолей. Этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) применяются в качестве антигидратных ингибиторов.

В табл. 39 приведена характеристика гликолей.

Т а б л и ц а 39

П р и м е ч а н и е . Смешивается в любых пропорциях.

По своим качествам гликоли являются более сильными, но и бо­ лее дорогими ингибиторами по сравнению с растворами хлористого кальция и метанолом. При использовании отработанный раствор обязательно регенерируется и используется вновь. Это значительно снижает стоимость применения гликолей.

Выбор гликоля зависит от состава газа. Так, в магистральном газопроводе, где присутствует природный газ, лучше применять ЭГ. Однако в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах использовать ЭГ невыгодно из-за высокой упругости его паров. Для этих условий более подходят ДЭГ и ТЭГ.

Следует отметить, что в единой системе сбора и транспорта газа следует применять один вид гликоля, что упрощает сбор и регене­ рацию отобранного раствора. С этой точки зрения целесообразнее всего применять ДЭГ.

Осушка газов

Существующие способы осушки при подготовке газа к дальнему транспортированию подразделяются на две основные группы: 1) сорб­ ционные — поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твердыми (адсорбция) сорбентами; 2) охлаждением газового потока с дополни­ тельным компримированием и без него.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа-

282

Осушка газов жидкими сорбентами

На газовых промыслах для осушки газа чаще всего применяются методы абсорбции ди- и триэтиленгликолями, которые обеспечивают снижение точки росы на 24—40° С.

Практика показала, что влагосодержание газа, транспортиру­ емого по магистральным газопроводам, должно составлять не бо­ лее 0,05—0,1 г/м3. Осушка газа предотвращает гидратообразование и снижает внутреннюю коррозию газопровода.

Жидкий сорбент, пригодный для осушки природных газов, дол­ жен удовлетворять требованиям: высокая взаимная растворимость с водой; низкая стоимость; антикоррозийность; стабильность по отношению к газовым компонентам; стабильность при регенерации; простота регенерации; малая вязкость; низкая упругость паров при температуре контакта, малое поглощение углеводородных ком­ понентов газа; низкая способность к ценообразованию или образо­ ванию эмульсии.

В наибольшей степени этим требованиям отвечает диэтиленгли­ коль:

/С Н 2- С Н 2-О Н

\сн2-сн 2-он

Процесс абсорбции проходит в сравнительно узких температур­ ных пределах. Верхний предел температуры абсорбции опреде­ ляется потерями гликоля в результате испарения. Практически верх­ ний температурный предел составляет около 35° С.

Требуемая температура абсорбции определяется границей, до которой может быть охлажден регенерируемый гликоль входящим газом, теплотой абсорбции поглощенной воды и газоконденсатным отношением. Низкий температурный предел абсорбции определяется влиянием вязкости гликоля на поглотительную способность воды. Минимальная температура процесса примерно равна 10° С.

Схема установки осушки газа гликолями предусматривает ва­ куумную регенерацию раствора (рис. 151); она предназначена для глубокой осушки газа.

Поступающий газ проходит через входной сепаратор 1, в котором отделяется капельная влага. Затем он попадает в абсорбер-контак­ тор 2 на нижнюю тарелку. Газ в абсорбере поднимается через тарелки вверх, контактируя с раствором гликоля, подающимся на верхнюю тарелку. Концентрированный раствор гликоля, постепенно насы­ щаясь, опускается в нижнюю часть контактора, откуда через тепло­ обменник, выветриватель 5 и фильтр 6 поступает в выпарную ко­ лонну 7. В нижней части выпарной колонны поддерживается тем­ пература 150—180° С, а в верхней части —105° С. Регенерированный (концентрированный) раствор гликоля через теплообменник и

283

холодильник снова подается на верхнюю тарелку абсорбера. Затем рабочий цикл начинается снова.

Осушенный в абсорбере газ поступает в каплеотделитель 3, в котором отделяется уносимый капельный гликоль; газ из каплеотделителя уходит в газопровод. Раствор гликоля, определяемый в каплеотделителе, поступает через сбросную линию абсорбера на регенерацию.

Для снижения потерь гликоля при регенерации в верхней части выпарной колонны обеспечивается холодное орошение; температура здесь поддерживается в пределах 80—105° С. Отходящие пары воды и гликоля из выпарной колонны через холодильник поступают

Рис. 151. Принципиальная схема установки осушки газа гликолями.

I — поступающий газ; II — осушенный газ; III — концентрированный гликоль; IV — охла­

ждающая вода; V — разбавленный гликоль; VI — поток орошения в колонну; VII — водя­ ной пар;

1 — входной сепаратор; 2 — абсорбер; 3— каплеуловитель; 4 — регулятор уровня; 5 — выветриватель; 4 — фильтр; 7 — регенератор; 8 — сборник конденсата; 9 — паровой эжек­

тор.

в сборник конденсата 8, откуда пары воды эжектируются в атмо­ сферу, а охлажденный гликоль поступает на орошение и хранение.

В современных установках совмещаются многие процессы по подготовке газа к транспорту.

На рис. 152 и 153 приведены схемы установок по подготовке газа на Шатлыкском месторождении (Туркменская ССР).

Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением (358 кгс/см2), высокой пластовой температурой (138° С) и значитель­ ным содержанием С02 (2,7%). В газе содержится до 21,3 г/см3 ста­ бильного конденсата.

Присутствие в газе С 02 в сочетании с высокой температурой со­ здает значительные трудности для добычи, сбора и подготовки газа к транспортированию.

Первая очередь обустройства месторождения на период опытно­ промышленной эксплуатации запроектирована с годовым отбором

284

15 млрд. м3. Газ предназначен для подачи в газопровод Средняя Азия — Центр е давлением 75 кгс/см2. Точка росы обработанного газа по влаге и углеводородному конденсату принята равной ми­ нус 15° С.

Экономическое сравнение, предшествовавшее непосредственно проектированию, показало, что наиболее целесообразен вариант обустройства с лучевой схемой сбора, первичной подготовкой газа на сборных пунктах (СП) и окончательной обработкой методом низко­ температурной сепарации (НТС) на головных сооружениях (ГС). Холод для ведения процесса НТС будет получен в первый период

Рис. 152. Схема установки сепарации на СП.

н ей с е п а р а ц и и ; 5 — м е с т о в в о д а и н г и б и т о р а ; в, 13 — а п п а р а ты в о з д у ш н о г о о х л а ж д е н и я (о б ы ч н ы й и п е р е д в и ж н о й ); 7, 12 — б л о к и х о л о д и л ь н и к о в г а з — в о д а и к о н д е н са т — в о д а ; 9 — д и а ф р а гм а ; ю — т р е х с е к ц и о н н а я г р а д и р н я б р ы з г а л ь н о г о т и п а ; 11 — ф и л ь т р ; 14 — б л о к

р а сп р е д е л е н и я и н г и б и т о р а к о р р о з и и ; 15 — н а с о с д л я и н ги б и т о р а к о р р о з и и ; 16 — е м к о с т ь

для ингибитора коррозии.

за счет энергии пласта (редуцированием), а потом будет введена холодильная станция с пропановым циклом.

Решающими факторами, во многом определившими выбор новых технических решений, явились: повышенная коррозионная актив­ ность газа, высокие требования к качеству его подготовки и увели­ чение давления в магистрали до 75 кгс/см2.

Максимальные дебиты скважин Шатлыкского месторождения достигают 2 млн. м3/сут. Во избежание разрушения колонны от кор­ розионного воздействия С 02 эксплуатация скважины предусматри­ вается только по насосно-компрессорным трубам.

Газ от скважин на СП поступает с давлением 154—153 кгс/см2 и температурой 85—100° С. К каждому сборному пункту подключа­ ется по 10 скважин, таким образом максимальная производительность

285

СП достигает 20 млн. ^м3/сут. Ввиду неравномерности дебитов скважин, а также с целью максимального укрупнения оборудования на СП принята групповая схема сепарации (см. рис. 152). Наиболь­ шая интенсивность воздействия углекислоты на металл в данных условиях предполагается в интервале температур 45—90° С. Это обусловило применение на СП двухступенчатой сепарации с про­ межуточным охлаждением вместо обычной одноступенчатой. Охла­ ждение газа со 100—85 до 45° С ведется последовательно: воздухом (до 65° С) и водой (до 45° С).

т

Рис. 153. Схема установки низкотемпературной сепарации на головных сооруже­ ниях:

I — газ с СП; II — газ на ДКС; III — газ с ДКС; IV — газ сырой; V — регенерированный ДЭГ; VI — вода; VII — газ осушенный; VIII — конденсат; I X — конденсат в разделитель­ ные емкости; X — газ на замерный пункт магистрального газопровода; XI — регенерирован­ ный ДЭГ от насосов; 1 — клапан запорный управляемый; 2 — клапан обратный; 3— клапан регулирующий; 4 , 6 ■— блоки теплообменников; S — блок первичных сепараторов; 7 — блок низкотемпературного сепаратора; 8 — испаритель — холодильник; 9 — диафрагма; 10 —

штуцер; 11 — емкость выветривания.

Увеличение производительности СП до 20 млн. м3/сут привело к необходимости увеличения пропускной способности одной техно­ логической нитки сепарации до 5 млн. м3/сут. Применительно к этому были разработаны новые сепараторы сравнительно малой металло­ емкости с высокой эффективностью во всем диапазоне рабочих на­ грузок, воздушные холодильники и холодильники газ—вода. На СП установлено по четыре рабочие технологические нитки и для контроля за работой скважин по одной, аналогичной рабочим, замерной нитке.

Отделенный в сепараторах конденсат перед подачей на ГС также охлаждается в две ступени до 45° С.

Иа головные сооружения для окончательной обработки газ и конденсат поступают с давлением 130—125 кгс/см2 по отдельным коллекторам, что позволило значительно увеличить надежность системы сбора.

Наиболее перспективной в настоящее время считается схема НТС с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно

286

Г л а в а XIII

ПЕРЕРАБОТКА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Попутные нефтяные газы являются сырьем для нефтехимии. При переработке содержащихся в них индивидуальных углеводо­ родов (этана, пропана, бутанов, пентанов и др.) получают разно­ образные продукты.

Выделяемые из попутных нефтяных газов пропан и бутаны в связи с их способностью переходить в жидкое состояние при сравнительно небольших давлениях чрезвычайно удобны для применения в ка­ честве коммунального, автомобильного и технологического топлива. Сжиженные газы могут доставляться в цистернах или баллонах в любой район страны.

Попутные нефтяные газы перерабатывают на газобензиновых заводах (ГБЗ). ГБЗ осуществляют: 1) сжатие газа до давления, необходимого для переработки сырого газа и для транспорта отбен­ зиненного газа по магистральным газопроводам до потребителей; 2) извлечение из сырого газа нестабильного бензина; 3) разделение нестабильного бензина, получающегося на заводе и поступающего извне (например с нефтестабилизационных установок) на стабиль­ ный бензин и индивидуальные углеводороды: пропан, изобутан и н-бутан.

Сырой газ поступает на завод под сравнительно небольшим дав­ лением (3—4 кгс/см2). Все газопроводы, идущие к заводу, соединены в один узел, называемый пунктом приема газа, в котором замеряют количество газа, поступающего по каждому трубопроводу. Затем газ одним потоком направляется на очистку.

Газ, поступающий на ГБЗ, содержит механические примеси в виде песка, пыли, продуктов коррозии газопроводов, капельную влагу, а также частицы компрессорного масла. Если их предварительно не удалить, они могут принести большой вред. Попадая в компрессоры, они вызывают износ поршней, цилиндров поршневых колец, клапа­ нов и других деталей, забивают прорези колпачков на тарелках, загрязняют абсорбент, а также теплообменники, холодильники и другую аппаратуру.

Для очистки газа от механических примесей устанавливают сепараторы различных конструкций, работа которых основана на том, что при уменьшении скорости движения газа, изменении напра­

283

вления потока или возникновения центробежной силы из газа выпа­ дают песок, пыль, капли влаги, масла и конденсата.

В газах некоторых месторождений содержится значительное количество сернистых соединений, главным образом сероводорода, который является корродирующим веществом. Он весьма токсичен. Газ очищают от сернистых соединений на специальных установках, на которых используется способность некоторых химических соеди­ нений, в частности моноэтаноламина, поглощать сероводород при низких температурах и повышенных давлениях и выделять его при повышении температуры и снижении давления.

Очищенный от сероводорода газ направляется на 'следующую стадию переработки — отбензинивание. Промышленное значение имеют четыре способа отбензинивания газов.

1. При компрессионном способе газ подвергают сжатию в ком­ прессорах и последующему охлаждению. В результате этого значи­ тельная часть тяжелых углеводородов, входящих в состав газа, переходит в жидкое состояние и отделяется в сепараторах от несконденсированного газа. Компрессионный способ применяют для от­ бензинивания «жирных» газов с высоким содержанием пропана, бутанов и более тяжелых углеводородов. Этот способ, как правило, является вспомогательным и сочетается с другими способами отбен­ зинивания.

2. Весьма распространен абсорбционный способ. Сущность его заключается в растворении жидким нефтепродуктом (например ке­ росином) содержащихся в газе тяжелых углеводородов. В специаль­ ной колонне, называемой абсорбером, контактируют абсорбент и перерабатываемый газ. При этом поглощающую жидкость — абсор­ бент — подают в верхнюю часть колонны; стекая по насадке или тарелкам вниз, абсорбент многократно соприкасается с идущим снизу вверх потоком газа.

Обогащенный углеводородами абсорбент отводится с низа ко­ лонны на десорбцию, при которой извлеченные углеводороды, обра­ зующие после конденсации нестабильный бензин, отпариваются из него. Регенерированный абсорбент охлаждается и используется вновь.

Применение абсорбционного способа наиболее рационально для отбензинивания газов, содержащих в 1 м3 более 100 г пропана, бутана и тяжелых углеводородов.

3. Иногда используют способность твердых пористых материа­ лов — адсорбентов — поглощать (адсорбировать) пары и газы. Этот способ называют адсорбционным. Газ пропускают через цилиндри­ ческие аппараты — адсорберы, наполненные адсорбентом, например, активированным углем. Адсорбент поглощает из газа преимуще­ ственно тяжелые углеводороды и с течением времени насыщается ими. Для извлечения поглощенных углеводородов и восстановления адсорбционной способности насыщенный адсорбент обрабатывают острым водяным паром. Смесь водяных и углеводородных паров охлаждается и конденсируется. Полученный нестабильный бензин