Обработка природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Обработка природного газа

План

1. Проблемы и задачи осушки и разделения углеводородных газов

2. Осушка углеводородных (природных) газов

3. Транспортирование природного газа

4. Требования, предъявляемые к углеводородным газам при их транспортировке по магистральным трубопроводам

5. Хранение природного газа

1. Проблемы и задачи осушки и разделения углеводородных газов

Обработка природного газа сводится к таким процессам, как:

а) осушка;

б) очистка от сероводорода;

в) одоризация.

Для осушки газа применяют следующие способы:

а) абсорбционные т.е. поглощение водяных паров жидкостями;

б) адсорбционные, т.е. поглощение водяных паров твердыми частицами;

в) физические, т.е. простое охлаждение или охлаждение с последующей абсорбцией.

Наиболее широко применяется абсорбционный способ осушки газа диэтиленгликолем и треэтиленгликолем, водные растворы которые обладают теоновой влагоёмкостью, нетоксичны, не вызывают коррозии металла и достаточно стабильны.

Очистка газа от H₂S и CO₂ осуществляется:

а) сухими методами;

б) мокрыми методами.

Сухие методы основаны на применении твердых поглотителей (гидрат оксид железа и активированного угля).

При мокрых методах очистки газа используют жидкие поглотители, такие, как диэтаноламин и триэтаноламин.

Для придания природному газу запаха (одорирования) используют этилмеркаптан C₂H₅SH, имеющий неприятный резкий запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела взрываемости ощущался резкий запах одоранта. Практически норма расхода одоранта составляет 16 г на 100 м³ газа при t = 0 С и давлении Р =101,3 кПа. Для одорирования применяются капельные (Рис. 3) и барботажные одоризаторы. Первые просты по конструкции, но их недостатком является ручное регулирование спуска одоранта. Барботажные одоризаторы выпускаются автоматизированными и имеют преимущественное распространение.

Рис. 3. Капельный одоризатор: 1 - резервуар; 2 - жидкостномерное стекло; 3 - штуцер с краном для наполнения резервуара; 4 - трубка для выравнивания давлений; 5 - игольчатый регулировочный вентиль; 6 - стекло для контроля расхода одоранта; 7 - спускной штуцер с краном; 8 - вентили

Основной продукцией промысловых и заводских установок по переработке углеводородных газов является товарный газ, используемый в основном в виде топлива. Транспорт газа осуществляется главным образом по трубопроводам (газоповодам) от мест его добычи и промысловой подготовки к потребителям. Как правило, потребители находятся на большом расстоянии от районов расположения газоперерабатывающих заводов. Поэтому обеспечение бесперебойной подачи газа к потребителям является определяющим фактором [102, 118].

Как показано выше, природные и попутные газы почти всегда содержат примеси твердых, жидких и газообразных компонентов, а также пары воды. Необходимым условием переработки этих газов является предварительная тщательная очистка их от влаги, твердых загрязнений и агрессивных примесей (подготовка), так как они способствуют быстрому износу дорогостоящего оборудования и нарушают нормальную эксплуатацию теплотехнологических установок ТЭК, и как следствие все это приводит к увеличению капитальных и энергетических затрат [143].

При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. В связи с выше изложенным, природные и нефтяные газы перед подачей в магистральные газопроводы и в цикле переработки подвергаются осушке.

2. Осушка углеводородных (природных) газов

Осушка углеводородного (природного) газа осуществляется после предварительной очистки от капельной влаги и механических примесей в газосепораторах, а также удалении агрессивных примесей, при их наличии.

Осушкой называется процесс удаления воды, находящейся в углеводородном (природном) газе в парообразном состоянии. Общепризнано, что осушка газа является необходимым условием для обеспечения бесперебойной работы магистральных газопроводов. Она предотвращает образование гидратов и уменьшает коррозию, а это в свою очередь увеличивает срок службы оборудования и снижает энергетические затраты на их удаление.

Степень осушки газа определяется не только возможностью конденсации воды, но и образованием гидратов газа. В задачу осушки не входит удаление из газа всей парообразной влаги, это стоило бы дорого, да в этом и нет необходимости. Достаточно удалить такое количество влаги, чтобы при последующем транспортировании газа, его переработке и использовании оставшиеся пары воды при соответствующих давлениях и температурах не могли сконденсироваться или образовать гидраты.

Разделение пластовой продукции газоконденсатных месторождений на фракции производятся на газоперерабатывающих заводах и промысловых установках с применением абсорбционных, адсорбционных, хемосорбционных, конденсационных и других тепломассообменных процессов. Они строятся в местах скопления большого количества газа, чаще всего на территориях отдельных компрессорных станций, промысловых газораспределительных станциях и подземных хранилищ газа, откуда газ направляется по магистральным газопроводам к различным потребителям [102]. осушка углеводородный газ транспортировка

В настоящее время основная добыча газа (более 90 %) на северных месторождениях России, осуществляется за счет разработки чисто газовых залежей, главным образом, сеноманского продуктивного горизонта: достаточно упомянуть только такие уникальные месторождения-супергиганты, как Медвежье, Уренгойское и Ямбурское. В стадии проектирования разработки находится ряд крупных чисто газовых месторождений Западной Сибири и полуострова Ямал, намеченных к освоению уже в ближайшие годы. Углеводородный (природный) газ этих месторождений метанового типа: содержание метана доходит до 98-99 об. %, иногда встречаются залежи с примесью азота (обычно не более 1,0 об. %), тогда как более тяжелые компоненты (С₂₊) находятся только в следовых количествах [41].

Промысловая подготовка сеноманских газов к дальнему транспорту осуществляется в настоящее время по двум основным (и конкурирующим между собой) технологиям [41]:

- Адсорбционная осушка - это поглощение вещества поверхностью твердого поглотителя, называемого адсорбентом [40].

На установках адсорбционной осушки газа основным аппаратом является адсорбер. Его работа, состоит из трех периодов: осушки газа, регенерации и охлаждения адсорбента. Для осуществления непрерывного процесса необходимо, чтобы на установке было как минимум два аппарата: в одном проводится осушка газа, в другом - тепловая регенерация адсорбента и затем его охлаждение [37, 39, 60].

Данный метод осушки газа происходит с использованием твердых сорбентов влаги - селикагеля, цеолитов и др. (установки адсорбционной осушки газа эксплуатируются на месторождении Медвежье с 1972 г.) [41]

- Абсорбционная осушка - это избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями - абсорбентами. При этом происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую. Абсорбция - избирательный и обратимый процесс. Переход растворенного вещества из жидкой фазы в паровую или газовую называется десорбцией. Обычно оба процесса объединяются в один производственный процесс [37, 39, 40, 105, 107].

Абсорбционная осушка осуществляется с применением концентрированных водных растворов гликолей: диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), в меньшей степени этиленгиколь [41, 68].

Сравнение адсорбционной и абсорбционной технологий в [41] показывает, что их технико-экономические показатели довольно близки и оба варианта технологии осушки газа могут использоваться в промысловых условиях практически одинаково успешно.

Осушка газа может происходить также физическими и химическими способами [68]. Эти методы получили небольшое распространение, поэтому не рассмотрены.

В настоящее время наибольшее распространение в России получил абсорбционный метод с применением ДЭГа в качестве основного сорбента, тогда как за рубежом чаще всего используют более эффективный осушитель ТЭГ. Выбор в пользу ДЭГ в свое время мотивировался наличием собственной промышленной базы на химических производствах [41].

На рисунке 1.3 представлена технологическая схема осушки углеводородного (природного) газа методом абсорбции.

Рисунок 1.3 - Технологическая схема осушки природного газа: 1 - первичный сепаратор; 2 - контактор; 3 - сепаратор; 4 - абсорбер; 5 - регенератор; 6 - холодильник; 7-10 - линии подачи; 11 - испаритель; 12 - выветриватель; 13 - теплообменник; 14 - емкость [63].

Сырой газ из скважины подают на первичную сепарацию в сепаратор 1, где от газа отделяется капельная влага, после чего газ с унесенной со стадии первичной сепарации капельной влагой, содержащей растворенные в ней соли, подают в контактор 2, где осуществляется его контактирование с отпаренной и сконденсированной на стадии регенерации водой. Далее газ поступает на сепарацию в сепаратор 3, а затем на осушку в абсорбер 4. Насыщенный влагой абсорбент из абсорбера 4 подают на регенерацию в регенератор 5. Сухой газ поступает в магистральный трубопровод. Регенерация абсорбента осуществляется методом ректификации (ректификация - процесс разделения бинарных или многокомпонентных жидких смесей на практически чистые компоненты или фракции, обогащенные низкокипящим и высококипящими компонентами). Выделенные из абсорбента пары влаги конденсируются в холодильнике 6 и попадают в контактор 2, a регенерированный абсорбент подают на осушку газа в абсорбер 4 [63, 105].

3. Транспортирование природного газа

Принципиальная схема газотранспортной системы видна на рис. 4.

Газ из скважин (Ск) поступает в сенераторы (Сен.), где от него отделяются жидкие и твердые механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и в промысловые газораспределительные станции ПГРС. Здесь газ вновь очищают в масляных пылеуловителях, осушают, одорируют и снижают давление до расчетного значения, принятого в магистральных газопроводах. Промежуточные компрессорные станции ПКС располагают примерно через 150 км. Для надежного газоснабжения, проведения ремонтов, предусматривают линейную запорную арматуру ЛЗА, которую устанавливают не реже чем, через 25 км.

Рис. 4. Принципиальная схема газотранспортной системы

Для надежного газоснабжения и обеспечения большего расхода газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Магистральный газопровод МГ заканчивается газораспределительной станцией, которая подаёт газ крупному городу или промышленному узлу. По пути магистральный газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточным потребителям ПП (городов, поселков, промышленных предприятий и т.п.). Для покрытия сезонной неравномерности используют подземные хранилища ПХ.

Пропускная способность газопровода определяется по формуле

, (2.3.1)

где - производительность газопровода, млн. м³/год;

- среднегодовой коэффициент загрузки газопровода, принятый для магистральных газопроводов К₃ = 0,85, для ответвлений - К₃ = 0,75.

4. Требования, предъявляемые к углеводородным газам при их транспортировке по магистральным трубопроводам

Товарный газ должен удовлетворять следующим основным условиям [25]:

- газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и т.д.;

- качество газа должно обеспечить его транспортирование в однофазном состоянии, т.е. в трубопроводе не должны образовываться углеводородная жидкость, водяной конденсат и газовые гидраты;

- товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителей при его использовании.

Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен иметь определенные физико-химические свойства или товарные кондиции, установленные отраслевым стандартом ОСТ 51.40-93 (таблица 1.2) [128].

Таблица 1.2. Требования и нормы углеводородного (природного) газа [128]

Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.

5. Хранение природного газа

Для выравнивания сезонной неравномерности потребления природного газа служат подземные хранилища. В качестве подземных хранилищ используют источенные газовые и нефтяные месторождения.

Для создания подземных газохранилищ в пластах водоносных систем используют купола (антиклинали), которые имеют понижение слоев во всех направлениях от свода (см. рис. 5). Газ закачивается в центральную скважину ЦС, он вытесняет воду из пласта пористой породы ПП, заключенного между водонепроницаемыми слоями ВС. Пластовая вода при этом вытесняется с верхнего уровня ВУ до нижнего уровня НУ.

Рис. 5. Схема подземного хранилища

Размещено на Allbest.ru