Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие
.pdf
1
1
, (17.1)
где ny - коэффициент уноса = Gy/Go;
Go - массовое содержание твердой или жидкой фазы во входящем в
сепаратор потоке, г/м3;
Gy - массовое содержание твердой или жидкой фазы в выходящем из
сепаратора потоке, г/м3.
Коэффициент сепарации зависит от многих факторов: содержания
твердой или жидкой фазы во входящем потоке; физических свойств разделяющихся фаз; скорости движения газа в разделительной и отбойной секциях сепаратора; от времени пребывания разделяющихся фаз в разделительной и осадительной секциях; от конструктивных особенностей и характера действующих сил в сепараторе. Опыт эксплуатации сепараторов
различного типа показывает, что коэффициент сепарации может меняться
от 0,75 до 0,98. Считается, что жидкие капли с диаметром 0,002 мм и
меньше в сепараторах не улавливаются.
Эксплуатационные качества сепараторов зависят от пропускной способности, коэффициента сепарации, расхода металла на единицу пропускной способности, удельных затрат пластового давления на единицу обрабатываемого
газа или отдельного конденсата.
Все применяемые сепараторы должны работать на безгидратном режиме.
Степень очистки повышается применением 2-3-4 ступеней сепараторов.
Теплообменные аппараты
Теплообменные аппараты составляют неотъемлемую часть любой
установки по подготовке газа. В НТС широко используется теплообменники типа “труба в трубе”, в которых охлаждающим газом является отсепарированный холодный газ, поступающий в межтрубное пространство теплообменника. При конструировании теплообменников следует стремиться
к минимальной разности температур на “теплом” конце теплообменника
(недокуперация холода). Эта разница (5-10°С) температур определяет собой потерю холода и в значительной степени величину энергетических затрат в установке. При расчете теплообменника поверхность теплообмена
можно находить по формуле Ньютона-Фурье:
, (17.2)
∆
ср
где Θ - количество тепла, отдаваемое теплым газом холодному, ккал/час;
К - коэффициент теплопередачи, ккал/м2ч °С;
∆tср - средняя разность температур теплоносителей по обе стороны
стенки (средний температурный напор), °С.
71
Коэффициент теплопередачи от теплого газа к холодному в таком
теплообменнике можно вычислить по формуле:
, (17.3)
где δ - толщина стенки трубы, м;
λ1 - теплопроводность материала трубы, ккал/м.ч.°С;
α1 - коэффициент теплоотдачи от нагретого газа к трубе;
α2 - коэффициент теплоотдачи от холодного газа к трубе.
Эксплуатационные качества теплообменников определяются коэффициентом теплопередачи, потерями давления охлаждаемого и охлаждающего потоков в теплообменнике, расходом металла на единицу площади
теплообменника. Кроме теплообменников “труба в трубе” применяются
кожухотрубчатые теплообменники и аппараты воздушного охлаждения.
18. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ ГАЗА К
ДАЛЬНЕМУ ТРАНСПОРТУ
Низкотемпературная сепарация
Одним из основных методов подготовки природного газа является
низкотемпературная сепарация (НТС), сущность которой состоит в получении низких температур при расширении газа (рис. 18.1). Применяется на
месторождениях с высоким пластовым давлением (16-20 и более МПа),
при содержании конденсата в газе до 100 г/м3. Допускается содержание сероводорода. НТС с впрыском в поток газа гликоля обеспечивает получение
точки росы газа по воде от - 25°С до - 60°С.
Рис.18.1 – Технологическая схема НТС с использованием эффекта Джоуля-Томсона
для отдельной скважины:
1 - добывающая скважина; 2 - манифольд; 3 - шлейф, 4 - каплеотбойник; 5 - теплообменник;
6 - штуцер; 7 - низкотемпературный сепаратор; 8 - конденсатосборник
72
В простейшей схеме НТС в качестве редукционного органа используют
насадки постоянного сечения - штуцеры. В процессе дросселирования газа в
штуцере (снижение давления газа при постоянной энтальпии) температура газа снижается на 2-4°С на 1 МПа снижения давления. В расчетах принимают
среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона, равное 3°С на 1 МПа.
Охлаждают продукцию скважин для того, чтобы сконденсировались тяжелые углеводороды (конденсат), пары воды. После перехода конденсата и воды в жидкое состояние газожидкостную смесь сепарируют, отделяя жидкость
от газа. При сепарации от газа отделяются также механические (твердые)
примеси и вводимые в поток ингибиторы коррозии и гидратообразования.
Таким образом, назначение НТС - извлечение конденсата, осушка и
очистка газа от механических примесей. НТС обеспечивает подачу кондиционного газа в магистральный газопровод и добычу нестабильного конденсата.
Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу в каплеотбойник
жидкости и твердой фазы 4, отделяется в нем от капель жидкости и твердых
частиц, поступает в теплообменник 5, предварительно охлаждается в нем
встречным потоком холодного газа от t1 до t2, проходит редуцирование в редукционном аппарате 6, охлаждается до заданной температуры tc при давлении максимальной конденсации Рс, отделяется от жидкости и твердой фазы в нем, частично или полностью проходит теплообменник 5, нагревается
за счет теплоты потока газа, идущего из скважины, от t3 до t4 и далее поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП). Там он окончательно
доводится до товарных кондиций, его измеряют и распределяют по потребителям. Отделившийся нестабильный конденсат направляют на ПГСП,
где его стабилизируют и замеряют количество.
НТС - процесс однократной конденсации и разделения газа и жидкости, несовершенный технологический процесс. Даже при весьма низких
температурах сепарации (до -40°С) он не обеспечивает полного извлечения
жидких углеводородов, но позволяет использовать пластовое давление для
получения холода.
Абсорбционная осушка газа
Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углеводородов (рис. 18.2). Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой
вязкостью при температуре контакта, низкой коррозионной способностью, не
образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют
диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ).
ДЭГ имеет формулу СН2ОН - СН2 - O-СН2 – CH2OH, представляет
собой эфир этиленгликоля с молекулярной массой 106,12 и плотностью
1117 кг/м3. Его температура кипения при атмосферном давлении равна
244,5°С. Он смешивается с водой в любых соотношениях.
73
Преимущество ДЭГ перед ТЭГ - меньшая склонность к пенообразованию при содержании в газе конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает
лучшее разделение системы вода-углеводороды. Однако ТЭГ обеспечивает высокую степень осушки, что приводит к большому снижению “точки
росы”. ТЭГ имеет более высокую температуру разложения. Следовательно, ТЭГ можно нагревать до более высокий температуры и регенерацию
(восстановление) его проводить без вакуума.
Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень
осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации.
При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7%, а ТЭГ до 98,1%. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых сталей.
Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом
сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтированных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу
вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения
насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осушенный газ.
Эффективность абсорбции зависит от температуры и давления, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента. Увеличение числа тарелок (а их устанавливают в абсорбере 14-18 шт.) оказывает такое же влияние,
как и увеличение количества циркулирующего абсорбента. Верхний и нижний температурные пределы процесса определяются, соответственно, потерями гликоля от испарения и возрастанием его вязкости и равны 35 и 10°С.
Рис.18.2 – Технологическая схема абсорбционной осушки газа
74
Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГ состоит из контактора-абсорбера 1, десорбера (выпарной колонны) 5 и вспомогательного оборудования. Влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и жидких
углеводородов, после чего поступает под нижнюю тарелку абсорбера. Затем газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается и проходит
в верхнюю скрубберную секцию, где отделяется от уносимых с потоком
капель абсорбента Осушенный газ подается в магистральный газопровод.
Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера 1 сначала проходит
теплообменник 2, выветриватель 3, фильтр 4. Затем раствор поступает в
десорбер 5. В нижней части десорбера 5 происходит нагрев абсорбента
паровым нагревателем до установленной температуры (100-130°С). Водяной пар из десорбера поступает в сборник конденсата 6. Отсюда часть воды направляется обратно в верхнюю часть колонны для понижения температуры и концентрации поднимающихся паров абсорбента, что сокращает его расход. Регенерированный абсорбент охлаждается насыщенным
раствором в теплообменнике 2, после чего поступает в абсорбер 1.
Абсорбер диаметром 1,2 м. имеет высоту 15 метров, массу 25 тонн,
пропускную способность 3-5 млн.м3/сут., давление в абсорбере до 8 МПа.
Опыт эксплуатации абсорберов показал, что в нем должно циркулировать
не менее 25 литров на 1 кг абсорбируемой воды, количество концентрированного раствора абсорбента G (кг/ч), необходимого для осушки газа,
определяется по формуле:
Н
, (18.1)
где Q - количество осушаемого газа, тыс.м3/ч;
WН, Wk - влагосодержание соответственно поступающего и осушенного
газов, кг/тыс.м3;
X1, X2 - концентрация абсорбента в свежем и насыщенном растворах, % вес.
Определяются также размеры абсорбера и десорбера, число тарелок,
размеры теплообменников и т.д. Потери раствора ДЭГ достигают
18-40 г/1000м3 газа.
Адсорбционная осушка газа
Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой
«точки росы» (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в север-
ных районах страны (рис. 18.3). Одним из важных преимуществ адсорбции
является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсорбенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют
и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества,
обладающие большой удельной поверхностью.
75
К ним относятся активированные угли (S
= 600-1700 м2/г); силика-
уд.
гели - продукты обезвоживания геля кремниевой кислоты (Sуд-320-770м2/г);
цеолиты - минералы, являющиеся водными алюмосиликатами натрия и
кальция, а также искусственные цеолиты.
Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на поверхности или в объеме микропор твердого тела. Эффективные радиусы микропор составляют (5-10)·10
-14
мкм. Максимальная активность, достигаемая к
моменту равновесия при данных температуре и концентрации поглощаемого
вещества в газовой фазе, называется равновесной статической активностью.
Рис.18.3 – Технологическая схема адсорбционной осушки газа:
1 - сепаратор; 2 - адсорберы; 3 - подогреватель;
4 – компрессор;5 - теплообменник; 6 – задвижка
Активность при поглощении до появления поглощаемого компонента
за слоем поглотителя называется динамической активностью.
Динамическая активность адсорбента характеризует вес улавливаемой
жидкости в процентах от веса адсорбента. Обычно она равна 4-7%.
Промышленные адсорбенты должны обладать достаточно высокой
активностью, обратимостью адсорбции и простотой регенерации, малым
сопротивлением потоку газа и высокой механической прочностью.
Десорбция основана на том, что при повышении температуры увеличивается энергия адсорбированных молекул, и они могут освобождаться от
адсорбента. Наиболее благоприятны для этого температуры 200-300°С.
76
Необходимое количество адсорбента G (кг) определяется по формуле:
∆/, (18.2)
где Q - количество осушаемого газа, м3/ч,
∆W - количество влаги, поглощаемой адсорбентом, кг/м3;
α - динамическая активность адсорбента;
t - время работы адсорбента, ч.
В момент насыщения адсорбента влагой в одном из адсорберов, в
другом происходит десорбция и охлаждение. Процесс протекает последовательно по мере насыщения влагой адсорбента в колонне. Размеры адсорберов в 2-3 раза меньше абсорберов. Внутри аппарата размещено
от 4 до 8 полок, на которые насыпают необходимое количество адсорбента. Работает адсорбер без замены силикагеля до 2 лет. Рабочая температура
в адсорбере 10-14 °С, средняя скорость движения газа через адсорбер
0,15-0,5 м/с, давление газа 7-8 МПа.
Продолжительность циклов насыщения, регенерации и охлаждения
адсорбента определяется временем, необходимым для его регенерации.
Обычно цикл насыщения длится 10-20 ч, а цикл регенерации 4-8 ч.
77
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На сегодняшний день потенциал добычи газа и конденсата в России и
Западной Сибири, в частности, велик. На Ямале до сих пор остается много
месторождений, не вовлеченных в разработку, однако расположены они,
преимущественно, за полярным кругом, что затрудняет их освоение. На известных разрабатываемых месторождениях (Уренгойское, Медвежье и др.)
существуют
зоконденсатные месторождения присутствуют и на шельфе Северного Ледовитого океана. Таким образом, Россия способна обеспечивать в ближайшие десятилетия стабильную добычу газа за счет месторождений Ямала,
однако ухудшение структуры запасов требует поиска новых решений.
Данное учебное пособие не способно дать глубоких знаний по
ботке газовых и газоконденсатных месторождений, которые можно получить только после прочтения большого количества специализированной литературы, однако оно служит отправной точкой к изучению дисциплины,
поскольку позволяет получить комплексное представление о работе системы
пласт – скважина - газосборная сеть – УКПГ – магистральный газопровод.
залежи, разбуривание которых только началось. Газовые и га-
разра-
78
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Батурин, А.Ю. Геолого – технологическое моделирование разра-
ботки нефтяных и газонефтяных месторождений [Текст]: Монография /
А.Ю. Батурин. – М.: Изд.ВНИИОЭНГ, 2008. – 111с.
2. Вяхирев, Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений
[Текст]: учебник / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов. – М.:
ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002 – 880с.
3. Дейк,
Л.П. Практический инжиниринг резервуаров [Текст]: Монография / Л.П. Дейк. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований,
НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 668с.
4. Закиров, С.Н. Разработка газовых, конденсатных и нефтегазокон-
денсатных месторождений [Текст]: учебник для вузов / С.Н. Закиров. - М.:
Струна, 1998. – 628с.
5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконден
-
сатных пластов и скважин [Текст]: справочное пособие / Под ред. Г.А. Зотова,
З.С. Алиева. - М: Недра, 1980. – 302с.
6. Ипатов, А.И. Геофизический и гидродинамический контроль раз-
работки месторождений углеводородов [Текст]: Монография / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий. - М.: Институт компьютерных исследований, НИЦ
«Регулярная и хаотическая динамика», 2006 – 780с.
7.
Кэролл, Дж. Гидраты природного газа [Текст]: Монография /
Дж. Кэролл. – М.: ЗАО «Премиум Инжиниринг», 2007. - 316с.
8. Ли, Дж. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Тех-
нологические решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского [Текст]: Справочное пособие / Дж. Ли, Н. Генри, М. Уэллс. - М.:
ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. – 384с.
9. Мирзаджанзаде
А.Х. Основы технологии добычи газа [Текст]:
Учебник / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. –
М.: Недра, 2003. – 880с.
10. Мулявин, С.Ф. Научно-методическое обоснование разработки малых
залежей нефти и газа [Текст]: Монография / С.Ф. Мулявин, А.Н. Лапердин,
А.В. Бяков., Н.И. Зуева, М
.В. Кравцова, А.С. Лебедев, А.Н. Юдаков. – СПб.:
Недра, 2012. - 300с.
11. Пономарев, А.И. Повышение эффективности разработки залежей
углеводородов в низкопроницаемых и слоисто – неоднородных коллекторах [Текст]: Монография / А.И. Пономарев. – Новосибирск: Изд. СО РАН,
2007. – 236с.
12. Телков, А.П. Простанственная фильтрация и прикладные задачи
разработки нефтегазоконденсатных месторождений и
нефтегазодобычи
[Текст]: учебник / А.П. Телков, С.И. Грачев. – М.: Изд. ЦентрЛитНефтегаз,
2008. – 512с.
79
Учебное издание
Составители:
БЕЗНОСИКОВ Анатолий Федорович,
ЗАБОЕВА Марина Ивановна
СИНЦОВ Иван Александрович,
ОСТАПЧУК Дмитрий Анатольевич
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Редактор С. И. Грачев
В авторской редакции
Подписано в печать 19.05.2016. Формат 60х90 1/16. Печ. л. 5.
Тираж 35 экз. Заказ № 448.
Библиотечно-издательский комплекс
федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего образования
«Тюменский индустриальный университет».
625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.
Типография библиотечно-издательского комплекса
625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]