книги / Переработка углеводородных газов.-1

где Qг – общий расход перекачиваемого газа; Qi – расход газа,

перекачиваемого одним компрессором в i-й ступени газа. Компрессорные агрегаты ПДКС должны обеспечивать высо-

кую степень сжатия и большую подачу. Кроме того, они должны обладать высоким КПД в широком интервале значений степени сжатия и расхода. При степени сжатия выше 1,67 рекомендуется использовать поршневые компрессоры, при более низких степенях сжатия – центробежные нагнетатели. Перспективны на ПДКС винтовыекомпрессоры.

2.4. Предупреждения гидратообразования при добыче и подготовке газа

Для того чтобы избежать образование гидратов, необходимо устранить хотя бы одно из условий их существования, а именно:

−высокое давление;

−низкая температура;

−наличие свободной влаги в газе.

В соответствии с этим в поток газа вводят ингибиторы гидратообразования, осушают газ от водяных паров, температуру газа поддерживают выше температуры гидратообразования, давление – ниже давления гидратообразования.

Метод снижения давления широко применяется для ликвидации образовавшихся гидратов в стволе скважин, в газопроводах, где температура не понижается в результате разложения гидратов ниже 0 °С. Для этого участок, где образовались гидраты, отключается, а газ через продувочные свечи выпускается в атмосферу, продукты распада также выдуваются через одну из свечей. После этого участок включается в работу.

На трубопроводах малой протяженности для предупреждения гидратообразования и разложения уже образовавшихся гидратов используют подогрев открытым огнем, паром, водой или другими теплоносителями подогревают на станциях подогрева.

Наиболее эффективный метод предупреждения гидратообразования – добавки ингибиторов в поток газа. Ввод ингибиторов

21

при уже образовавшихся гидратах снимает давление паров воды, равновесие гидраты – вода нарушается, упругость паров воды над гидратами оказывается больше, чем над водным раствором, что и приводит к их разложению. При этом если гидраты и образуются, то при более низкой температуре. В качестве ингибиторов широкое применение нашли CaCl2, CH3OH, диэтиленгликоль.

Требуемое количество ингибитора включает в себя количество, необходимое для создания его водного раствора заданной концентрации, и количество, необходимое для насыщения газа. Поскольку электролиты имеют упругость паров ниже упругости паров чистой воды, то их содержанием в паровой фазе можно пренебречь. В случае спиртови гликолейэтой величиной пренебречьнельзя.

Удельный расход ингибитора электролита g (г/м3) определяют из соотношения

где W1 и W2 – входные и выходные значения влагосодержания газа, г/м3; C1 и C2 – массовое содержание вводимого и выводи-

мого ингибитора, %.

Содержание C2 определяют по заданному снижению темпе-

ратуры гидратообразования.

Удельный расход летучего ингибитора (метанол) определяют по формуле

где a – отношение содержания метанола в газе, необходимого для его насыщения, к концентрации метанола в жидкости.

22

3.КЛАССИФИКАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

ИИХ ХАРАКТЕРИСТИКА. ПРОДУКТЫ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ

ИТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА

3.1. Классификация углеводородных газов и их характеристика

Все углеводородные газы по их происхождению делят на две большие группы – первичные и вторичные.

Первичные углеводородные газы – это газы, которые добывают из недр Земли. В свою очередь по условиям залегания и составу их делят на природные и попутные (нефтяные). К природным углеводородным газам относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, которые при добыче выносят на поверхность в сконденсированном виде более тяжелые углеводороды (50–500 г/м3 газа) – конденсат, имеющий температурукипения до200–350 °Си выше.

Попутные углеводородные газы – газы, добываемые вместе с нефтью, существенно более тяжелые по своему составу в сравнении с продукцией чисто газовых месторождений.

Вторичные углеводородные газы – это легкие углеводороды, образовавшиеся при переработке нефти за счет деструкции углеводородов большей молекулярной массы. Эти газы включают в свой состав насыщенные углеводороды от метана до пентана, а также непредельные соединения. В свою очередь газы, содержащие только насыщенные углеводороды, могут быть получены при первичной перегонке нефти (результат десорбции остатков растворенного в нефти попутного газа), а также в каталитических процессах, протекающих в избытке водорода (гидрокрекинг, гидроочистка, изомеризация, каталитический риформинг).

Ненасыщенные вторичные углеводородные газы – это газы, содержащие олефиновые углеводороды, которые образуются в деструктивных процессах, протекающих в условиях недостатка водорода(каталитическийкрекинг, термокрекинг, коксование, пиролиз).

23

Состав природных газов характеризуют высокие значения содержания метана (85–99 об.%) и теплоты сгорания. Концентрация углеводородов С5 и выше в природном газе невелика (0,02–0,2 об.%) и лишь в отдельных случаях достигает 1,5–4,0 об.%. Природные газы могут содержать и неуглеводородные примеси (N2, CO2, H2S) до 1–5 об.%. Кроме того, в небольших количествах могут в них содержаться сероуглеродные (СОS и CS2), а также сероорганические (меркаптаны– RSH) соединения.

Иногда газы содержат повышенное количество сероводорода (Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское месторождения) от 1,7 до 14 об.%.

Газ многих месторождений выносит кроме непосредственно газа и газовый конденсат, содержащий углеводороды от С5 до С20 и выше. Различаются конденсаты и по содержанию серы (до 1,37 % – Астраханское месторождение).

Газовые конденсаты представляют собой существенный источник углеводородного сырья.

В отличие от природных попутные газы обладают более сложным составом. Так, например, большинство из них содержат углеводороды С6 и выше. Доля метана колеблется в них от 33 об.% (с этаном) до 92 об.%, хотя обычно суммарное содержание этих двух углеводородов составляет 60–75 об.%, а суммарное содержаниеуглеводородовС5 ивыше от1,5 до3 об.%.

Углеводороды С3 и выше считаются для газов конденсируемыми и обычно при переработке газов удаляются. Содержание этой группы углеводородов в нефтяных газах составляет от 300 до 1200 г/м3, в природных газах их количество от 20 до 100 г/м3.

Все углеводородные газы по содержанию в них углеводородов С3 и выше делятся на сухие (менее 50 г/м3), промежуточной категории (50–150 г/м3) и жирные (свыше 150 г/м3).

Попутные газы, как и природные, содержат в своем составе инертные компоненты N2, CO2 (1–10 об.%), а в отдельных случаях и H2S.

24

3.2.Продукты переработки попутных

иприродных газов

Продуктами переработки природных и нефтяных газов являются:

–товарный газ, который используется в качестве газового промышленного и бытового топлива, на транспорте;

–широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), содержащая углеводороды С3–С6;

–стабильный газовый конденсат;

–одорант (смесь меркаптанов, используемая для одорирования газа в газовых сетях).

В свою очередь ШФЛУ является исходным сырьем для получения сжиженного газа и газового бензина. По содержанию угле-

водородов от С1–С2 и до С6 и более, серы и сероводорода различают три марки ШФЛУ (А, Б и В). Сжиженный газ для коммуналь- но-бытового потребления выпускается в виде трех марок, отличающихся по параметрам качества: СПБТЗ – смесь пропанбутановая техническая зимняя; СПБТЛ – смесь пропан-бутановая техническая летняя; БТ – бутан технический.

Остаточная фракция ШФЛУ – газовый бензин, содержащий

восновном углеводороды от С5 и выше. Для него установлены два основных показателя, характеризующих наличие легких уг-

леводородов: температура начала кипения не ниже 30 °С и давление насыщенных паров не более 67 кПа летом и не более 93 кПа зимой. Газовый бензин является также источником получения одоранта – концентрата легких меркаптанов.

3.3. Физико-химические и тепловые свойства углеводородных газов

При выполнении технологических расчетов в основном мы имеем дело с жидкими нефтепродуктами. Однако иногда приходится иметь дело и с газообразными углеводородами или парами (при повышенных температурах) и для расчета их физико-химических и тепловых свойств применяются своиформулы иномограммы.

25

Плотность. Для газообразных нефтепродуктов в качестве стандартных условий приняты t = 0 °С и P = 101 325 Па ≈ ≈ 760 мм рт.ст. ≈ 0,1 МПа ≈ 1 атм.

Относительную плотность газообразных нефтепродуктов обычно определяют относительно воздуха (ρвозд при стандартных условиях равна 1,293 кг/м3).

Плотность газообразных углеводородов при стандартных условиях определяют как частное от деления его молекулярной массы на объем 1 кмоль (22,414 м3/кмоль):

где М – молекулярная масса.

При условиях, отличных от стандартных, плотность газа определяется по формуле

где P – давление, Па; Т – абсолютная температура, К.

Вязкость. Вязкость газов и паров подчиняется иным, чем для жидкостей, закономерностям. Так, температурная зависимость вязкости газов и паров обратна – при повышении температуры их вязкость растет. Эта закономерность описывается уравнением Сазерленда:

где ηt и η0 – динамические вязкости газа при температу-

рах T и Т0, Па·с; С – постоянная для каждого газа величина; или уравнением Фроста:

где m – постоянная для каждого газа.

26

Для приближенных расчетов С = 1,22·Tкип.

Значения С и m приведены для некоторых газов в справочной литературе.

Вязкость газов мало зависит от давления в интервале 5–6 МПа. При более высоких значениях давления показатель вязкости возрастает и при Р = 100 МПа увеличивается в 2–3 раза по сравнению с вязкостью при нормальном давлении. Для определения вязкости газов при повышенных температуре и давлении можно воспользоваться графиками и номограммами.

Теплоемкость. Теплоемкость нефтепродуктов в паровой фазе и углеводородных газов зависит не только от их химического состава и температуры, но и от давления. Кроме того, различными по значениям являются теплоемкости при постоянном давлении (Сp) и постоянном объеме (Сv).

где R – универсальная газовая постоянная, кДж/(моль·К). Величину Сp чистыхуглеводородоврассчитываютпо формуле

ление, определяемая по таблицам. Значение Сp составляет

2–20 кДж/(кг·К).

Значение истинной теплоемкости нефтепродукта (кДж/(кг·К)) в паровойфазе припостоянномдавленииопределяетсяпо формуле

Дляупрощенныхрасчетовможно пользоваться номограммами.

27

В случае, если давление превышает 5 атм (0,5 МПа), то значение теплоемкости находят по номограммам, используя значения приведенных давления и температуры.

Энтальпия. Под энтальпией парообразных нефтепродуктов и углеводородных газов понимают количество тепла, необходимое для нагрева жидкого нефтепродукта от 0 °С до температуры кипения, испарение нефтепродуктаинагрева паров дотемпературыt:

Энтальпию парообразных нефтепродуктов можно определить по номограмме Нельсона, а также воспользоваться целым рядом других номограмм и графиков.

Для паров нефтепродуктов характерно влияние давления на величину энтальпии, так как оно влияет на теплоту испарения – составную часть энтальпии паров. При повышении давления энтальпия паров для той же температуры t снижается. Величину поправки

к q0,пt на превышенное давление ( q) находят графически по номограммам черезТпр иРпр или определяют по уравнению

где М – молекулярная масса.

Теплопроводность. Теплопроводность газов и паров может быть вычислена по формуле

где λ0 – теплопроводность при 273 К; C – экспериментально оп-

ределяемая величина (берется из справочника), приблизительно

C ≈ 1, 47 Tкип.

Теплопроводность газов и паров можно определить по номограммам.

28

4. СХЕМЫ ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

4.1. Общие схемы подготовки и переработки углеводородных газов

Подготовка и переработка углеводородных газов имеют ряд особенностей, оказывающих влияние на выбор схемы и ее эксплуатацию, а именно:

−уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации, что снижает давление газа на входе в установку его подготовки. Со временем приходится устанавливать дополнительное оборудование (дожимныекомпрессоры, насосы, сепараторы);

−значительное изменение состава газа по мере падения пластового давления: концентрация легких углеводородов растет,

тяжелых (С5 и выше) – падает. Изменяется состав конденсата на газоконденсатных месторождениях;

−в результате изменения состава сырого газа и конденсата изменяются и материальные потоки по основным технологическим аппаратам, и режим их работы.

С учетом перечисленных особенностей и большого разнообразия состава газа выбор схемы и технологии переработки газов является задачей неоднозначной и сложной. Однако общим принципом этих схем является двухступенчатость.

На первой ступени газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), на второй – проходит комплекс технологических установок по выделению вредных

(сернистые соединения) и нежелательных (N2, CO2, H2O) примесей, отделению газового конденсата, его стабилизации с выделением ШФЛУ и газового бензина, а также, по возможности, проводится извлечение гелия из сухого газа.

Основные трудности выбора схемы связаны со второй ступенью, где последовательность технологических стадий определяется следующими параметрами:

−составом газа;

29

−требованиями к качеству и ассортименту конечных продуктов переработки;

−требованиями к минимизации энергетических затрат;

−широтой диапазона устойчивой работы при колебаниях количества и состава газа.

На рис. 4.1 представлены схемы подготовки к переработке природного газа, газоконденсатного месторождения (Астраханского), нефтяного попутного газа (см. рис. 4.1, а, б).

Первые две схемы включают 2 группы процессов: очистку и переработку газа (2–7) и обработку и утилизацию продуктов, отделяемых от газов (8–12).

Третья схема (см. рис. 4.1, в) имеет кроме этого комплекс процессов, предваряющих газопереработку: отделение газа от нефти (16, 17) и ее подготовку (18–20).

В основную группу процессов очистки и переработки газов входят следующие:

−сепарация конденсата – отделение жидкой фазы (2);

−сепарация капельной жидкости (3);

−отделение вредных примесей – CO2 и H2S (4);

−глубокая осушка газа от влаги до точки росы минус 30 °С

иниже (5);

−отбензиниваниегаза– удалениеуглеводородовС3 ивыше(6);

−извлечение гелия (при его наличии) (7).

Группа процессов обработки и утилизации продуктов, выделенных из газов в процессе их переработки, включает отделение воды и механических примесей (8) от горячего конденсата и последующую его стабилизацию (9) и переработку.

Сероводород обычно перерабатывается на месте с получением элементарной серы. Углеводороды тяжелее пропана перерабатываются на фракционирующей установке (12) с получением ШФЛУ и стабильного газового бензина.

Свои проблемы существуют и при переработке газового конденсата (VII поток), которая обычно совмещается с переработкой газа.

30