ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ

1 ...

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.Согласно действующему отраслевому стандарту, регламентирующему основные требования на качество товарного природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам (ОСТ 51.40 - 93 "Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия"), при подготовке к транспорту сеноманских газов северных месторождений требуется только их осушка до определенной точки росы: минус 20°С в холодный период года (с 01.10 по 30.04) и минус 10°С в теплый период (с 01.05 по 30.04). Соблюдение требований отраслевого стандарта обеспечивает безгидратный транспорт газа, даже на наиболее гидратоопасном головном участке магистрального газопровода.Промысловая подготовка сеноманских газов к дальнему транспорту осуществляется в настоящее время по двум основным (и конкурирующим между собой) технологиям:адсорбционная осушка газа с использованием твердых адсорбентов влаги - силикагеля, цеолитов и др. (установки адсорбционной осушки газаэксплуатируются на месторождении Медвежье с 1972г.);абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги(абсорбентов), обычно концентрированных водных растворов гликолей.Сравнение этих технологий показывает, что их технико-экономические показатели довольно близки и оба варианта технологии осушки газа могут использоваться в промысловых условиях практически одинаково успешно. В настоящее время наибольшее распространение в России получил абсорбционный метод с применением диэтиленгликоля (ДЭГа) в качестве абсорбента, тогда как за рубежом чаще всего используют более эффективный осушитель - триэтиленгликоль (ТЭГ). Выбор в пользу ДЭГа в свое время мотивировался наличием собственной промышленной базы на химических производствах (хотя практически весь период эксплуатации северных месторождений частично использовался ДЭГ и импортной поставки), а также ожидаемой низкой температурой контакта в абсорберах, что не вполне подтвердилось впоследствииРис. 1.9. Принципиальная схема установки гликолевой осушки газа:Ι - сырой газ; II - сухой газ; III - вода; IV - пары воды; V - сухой гликоль; VI - сырой гликоль; 1- сепаратор; 2 - абсорбер; 3 - регенераторгликоля; 4 - теплообменник гликоль-гликоль; 5 - насос(при понижении температуры контакта газ - гликоль в абсорбере преимущества ТЭГа полностью элиминируются).Технологическая схема простейшей установки гликолевой осушки газа показана на рис. 1.9. Газ со скважин проходит входной сепаратор 1, где от него отделяется жидкая водная фаза (конденсационная вода с примесью пластовой минерализованной воды и/или водный раствор ингибитора гидратообразования, если система промыслового сбора газа функционирует в гидратоопасном режиме), далее поступает в абсорбер 2, где осушается, контактируя с раствором концентрированного гликоля. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод и подается потребителю. В схему входит система регенерации насыщенного гликоля 3, а также насосы, теплообменники и некоторое другое оборудование.Базовая технологическая схема абсорбционной обработки газа применительно к начальному периоду разработки северных месторождений показана на рис. 1.10 и 1.11. Природный газ по шлейфам с кустов газовых скважин поступает на УКПГ, где через раздаточный коллектор (систему переключающей арматуры, гребенку и т.п.) обрабатывается на нескольких однотипных технологических линиях высокой производительности (первоначально 2,5 -3 млн. м3/сут, сейчас - 5-10 млн. м3/сут, а в перспективе и более). В общем случае каждая технологическая линия включает: входной (первичный) сепаратор, абсорбер, фильтр для улавливания из потока осушенного газа мелкодисперсного гликоля (эти три аппарата часто объединяются в один многофункциональный аппарат - МФА, как и показано на рис. 1.10) и систему циркуляции ДЭГа. Общими для всех технологических линий являются: установка регенерации насыщенного ДЭГа и в случае необходимости станция охлаждения (СОГ) с АВО и холодильными агрегатами на пропановом цикле (иногда используется смешанный пропан-бутановый хладагент) для охлаждения осушенного газа до температуры грунта с целью минимизации экологических последствий и повышения надежности систем транспорта газа. При снижении рабочего давления вРис. 1.10. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа для северных месторождений:С-1 - сепаратор; А-1 - абсорбер; Р-1 - колонна регенерации; Ф-1 - фильтр; Т-1 - теплообменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 - конденсатор; И-1 - подогреватель; Е-1, Е-2 - емкостиРис. 1.11. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа смногофункциональным аппаратом (МФА) для северных месторождений:А-1 - многофункциональный аппарат; Р-1 - колонна регенерации; Т-1 - теплообменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 - конденсатор; И-1 - испаритель; Е-1, Е-2, Е-3 - емкости; Н-1, Н-2, Н-3 - насосыабсорберах ниже рабочего давления в магистральном газопроводе приходится дополнительно включать в "хвосте" технологического процесса дожимную компрессорную станцию (ДКС) со своей системой воздушного охлаждения. А на завершающей стадии разработки месторождения согласно проектам обустройства месторождений вводится в действие еще одна ДКС в "голове" процесса с тем, чтобы обеспечить работу абсорберов в проектном режиме при рабочем давлении примерно 4- 5 МПа. В рассматриваемой технологии концентрация регенерированного ДЭГа составляет 98,5- 99,3 мас. %, а насыщенного ДЭГа - на 2- 2,5 % меньше (при кратности циркуляции 7 - 12 кг/1000 м3 газа).Накопленный опыт работы установок диэтиленгликолевой осушки газа (на Медвежьем и Уренгойском месторождениях) убедительно свидетельствует об их достаточной надежной работе и возможности практически постоянного соблюдения требований отраслевого стандарта, особенно в начальный период эксплуатации месторождений.1.3. Низкотемпературные методы извлечения углеводородов С2-С5 из газовВ составе природных газов присутствуют углеводороды С1-С5 и выше. Метан основной компонент газа, используемого в быту и в промышленности как топливо. Присутствие этана, пропана, бутана и пентана в газовом топливе нежелательно. Они являются ценными химическими соединениями и могут быть использованы для других нужд. Поэтому до подачи природного газа в транспортные магистральные сети из него должны быть удалены углеводороды называемые в данном случае тяжелыми: от этана до пентанов и выше. Извлеченные тяжелые углеводороды С2 - С5 так называемый газовый бензин направляется на установки ЦГФУ для разделения на индивидуальные углеводороды либо производства стабильного бензина.Для отделения от газа углеводородов С2-С5 промышленное значение имеют следующие методы: низкотемпературная сепарация (НТС), низкотемпературная конденсация (НТК) и масляная абсорбция при высоком (до 14 МПа) давлении и низкой температуре.1.3.1. Низкотемпературная сепарацияК 2015 - 2020 гг. 30 % природного газа России будет добываться из газо-конденсатных залежей Западной Сибири. В условиях ожидающегося постепенного сокращения добычи нефти особое значение будет иметь добыча газового конденсата - высококачественного химического сырья.Одна из основных особенностей пластовых газоконденсатных смесей - их способность разделяться на жидкую и газообразную фазы в зависимости от изменяющихся условий среды: температуры, давления, состава смеси.При разработке газоконденсатных залежей и эксплуатации скважин и промысловых сооружений можно выделить характерные этапы движения пластовой газоконденсатной смеси, отличающиеся термодинамическими условиями разделения фаз:фильтрация газоконденсатной смеси в пласте;приток пластовой смеси к забою скважины;движение в стволе добывающей скважины;движение в промысловых сооружениях.На каждом из этапов движения газоконденсатной смеси происходят фазовые превращения пластовой смеси и перераспределение ее компонентов между сосуществующими фазами в условиях реальной термодинамической обстановки.Процессы сепарации извлекаемой на поверхность пластовой смеси и стабилизации газового конденсата можно представить следующим образом (рис.1.12). При разработке месторождения на истощение изменение фазового состояния пластовой смеси в продуктивном коллекторе 1 моделируют процессом дифференциальной конденсации при пластовых давлениях Рпл и температуре Тпл. Обычно принимают, что Тпл = const. Выделившаяся в пласте жидкая фаза 2 на поверхность не извлекается. В скважину 4 поступает только газ 3 - газовая фаза дифференциальной конденсации.При движении пластового газа в скважине возможно выпадение из него жидкой фазы. Принимают, что на поверхность из скважины полностью выносятся как газовая, так и жидкая фаза, т.е. в сепаратор 6 поступает газо-жидкостная смесь.В сепараторе при давлении Рс и температуре Тс сепарации происходит разделение смеси на газовую 5 (газ сепарации) и жидкую фазу 7 (насыщенный или нестабильный конденсат сепарации). Насыщенный конденсат подают на установку стабилизации 8, где происходит его стабилизация при давлении Рст и температуре Тст. В результате стабилизации (дегазация и дебутанизация) газового конденсата получаем газ стабилизации 9 и конденсат стабильный 10.Сепарацию пластовой смеси и стабилизацию конденсата проводят с целью получения товарных продуктов - газа и конденсата.В настоящее время основным низкотемпературным процессом промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений России является процесс низкотемпературной сепарации (НТС).Сущность процесса НТС состоит в однократной конденсации углеводородов при понижении температуры газа до минус 10 - минус 30º С и последующем разделении жидкой и газовой фаз.Рис.1.12. Схема установки НТС продукции газоконденсатных скважин:1,4 - сепараторы; 2, 5 - теплообменники; 3 - штуцер (дроссель); 6 - насос; 7 - установка регенерации гликоля; 8 - фильтр; 9 - трехфазный разделитель; I - сырой газ; II - сухой газ; III - конденсат газовый и вода; IV - конденсат газовый и насыщенный гликоль; V - конденсатгазовый; VI - гликоль насыщенный; VII - гликоль регенериров регенерированный.Охлаждение газа осуществляется посредством его дросселирования, т.е. используется эффект Джоуля-Томсона. Процесс дросселирования - изоэнтальпийный и при термобарических условиях функционирования установок для газоконденсатных залежей северных месторождений приводит к значительному снижению температуры обрабатываемого газа: 3 - 4,5ºС на 1 МПа. Причем, значение дифференциального дроссель-эффекта зависит от состава газоконденсатной смеси и возрастает с понижением температуры газа до дросселя. Расширение газа в турбодетандере (изоэнтропийный процесс) позволяет более эффективно использовать перепад давления газа [Гриц-Истом, Мановян].За рубежом метод НТС впервые был апробирован в США для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождений в 1950 г. Теоретические проработки рассматриваемой технологии во ВНИИГАЗе начаты в 1953 г. процесс НТС в отечественной практике впервые реализован на промыслах Краснодарского края в 1959 г. В то время не имелось собственного опыта проектирования, строительства и эксплуатации установок НТС. Последующее внедрение установок НТС на Шебелинском и других месторождениях Украинской республики также сопровождалось преодолением организационно-технических и технологических трудностей. Затем процесс НТС был успешно реализован на месторождениях Средней Азии, Оренбургском и Карачаганакском ГКМ.В северных условиях технология НТС впервые в России была применена на уникальном Вуктыльском газоконденсатном месторождении, потенциальное содержание конденсата в котором доходило до 400 г/м3. Аналогичная технология была разработана и реализована в восьмидесятых годах при обустройстве гигантских северных месторождений - Уренгойского и Ямбургского (УКПГ валанжинских залежей).Простейший вариант технологии НТС представлен на рис.1.12.Сырой газ со скважин поступает на первую ступень сепарации во входной сепаратор 1, где от газа отделяется водная фаза и нестабильный углеводородный конденсат, выпавшие в стволах скважин и газосборных сетях. Далее отсепарированый газ поступает в теплообменник 2 типа "газ-газ" для рекуперации холода сдросселированного газа, где охлаждается на 10-15°С и более. Охлажденный газ из теплообменника подают на расширительное устройство 3, после которого его температура вследствие эффекта Джоуля - Томсона понижается от (-10) до (-30)ºС. После дроссельного устройства 3 обрабатываемый газ вместе со сконденсировавшейся жидкой фазой поступает в низкотемпературный сепаратор 4, где от него отделяется жидкая фаза (водная и углеводородная), а очищенный от влаги и тяжелых углеводородов (С5+) холодный газ проходит рекуперативный теплообменник 2 в противотоке с "сырым" газом и далее поступает в газопровод в качестве товарного продукта. Эффективность охлаждения газа посредством использования процесса изоэнтальпийного расширения газа с рекуперацией холода может достигать 10-12°С на 1 МПа свободного перепада давления.Расчеты показывают, что в теплообменнике, дросселе и низкотемпературном сепараторе термобарические параметры природного газа отвечают области стабильности газовых гидратов кубической структуры II. Для предотвращения образования гидратов используются ингибиторы гидратообразования (первоначально на южных установках НТС применялись гликоли, однако в северных условиях более удобным ингибитором оказался метанол). Впрыск ингибитора гидратообразования предусматривается как перед теплообменником 2, так и перед дросселем, чтобы обеспечить безгидратный режим эксплуатации технологического оборудования.Водная фаза (т.е. водный раствор ингибитора) и углеводородный конденсат, выделившиеся в сепараторе 4, поступают в разделитель 9, где углеводородный конденсат частично дегазируется. Далее конденсат направляют на установку его стабилизации (в простейшем случае это может быть выветриватель). Дебутанизированный конденсат поступает на отдельную газофракционирующую установку с целью получения дизтоплива, бензина газоконденсатного, пропеллентов, хладагентов и других целевых продуктов. Стабилизация может проводиться или в промысловых условиях или на ГПЗ. Газофракционирование конденсата проводят в заводских условиях. Газы дегазации низкого давления могут быть использованы на внутренние нужды. Отработанный водный раствор ингибитора гидратообразования (насыщенный гликоль или водный раствор метанола) направляется на установку регенерации.Принципиальную схему технологии НТС (рис.1.12) следует назвать схемой с двухступенчатой сепарацией газа. Ступеней сепарации газа может быть и больше двух. Так, если включить в технологическую схему перед дросселем дополнительный промежуточный сепаратор (после теплообменника 2 перед дросселем 3), то сепарация природного газа станет трехступенчатой. Схемы низкотемпературной сепарации с числом ступеней сепарации больше трех в промысловых условиях практически не используются.1.3.2. Низкотемпературная конденсацияПроцесс начал развиваться в 1960-е годы, когда повысился спрос на этан - один из основных мономеров в ассортименте сырьевых ресурсов нефтехимии. Это потребовало перейти на низкие температуры охлаждения газа, с тем чтобы увеличить степень извлечения из него этана (и соответственно - более тяжелых углеводородов). Это в свою очередь потребовало наряду с эффектом дросселирования применять искусственное охлаждение с использованием пропанового холода (для охлаждения до -70 °С) или каскадного холодильного пропан-этанового цикла, с помощью которого стало возможным извлечь из газа 85 - 87 % этана, почти полностью (99 %) - пропана и 100 % всех остальных углеводородов.Для производства искусственного холода используют обычно компрессорные холодильные машины, хладагентом в которых являются пропан, этан или фреон, а также турбодетандеры, в которых энергия расширяющегося газа рекуперируется для производства холода.Принципиальная схема типичной установки НТК с турбодетандером показана на рис.1.13.Рис.1.13. Принципиальная схема процесса низкотемпературной конденсации (НТК):1, 2 - сепараторы 1-й и 2-й ступеней; 3 - турбодетандер; 4 - ректификационная колонна; 5 - выветриватель конденсата; 6 - блок регенерации ингибитора гидратообразования; 7 - ребойлер; 8 - теплообменники; I и II - исходный и отсепарированный газ; III - ШФЛУ; IV - ингибитор гидратообразования; V - конденсат сырого газа.Предварительно осушенный газ I захолаживается в рекуперативных теплообменниках 5 и после отделения от него в сепараторе 2 сконденсированных углеводородов через турбодетандер 3 поступает в разделительную колонну 4. В нее же после одного из теплообменников поступает смесь сконденсированных углеводородов из сепаратора 2. Снизу колонны отбирают смесь всех сконденсированных углеводородов от этана и выше, а деэтанизированный газ сверху колонны, пройдя теплообменники 8, сжимается в турбодетандере энергией расширяющегося газа из сепаратора 2 и затем подается потребителю. Смесь углеводородов III (ШФЛУ) направляется на газофракционирующую установку, где от нее отбираются этановая фракция [содержание этана 87-90 % (мольн.)] и фракции остальных, более тяжелых углеводородов. Турбодетандер - машина, по устройству схожая с газотурбокомпрессором. В ней на общем валу расположена газовая турбина, на лопатках которой расширяющийся газ II вырабатывает энергию, используемую для вращения компрессора, лопатками которого сжимается газ из сепаратора 2.1.4. Высокоэффективная установка извлечения этана, пропана и высших углеводородовКоэффициент извлечения пропана 95 % и выше может быть получен при переработке газа по технологической схеме, представленной на рис. 1.14. Данная технологическая схема разрабатывалась с учетом возможности работы установки в двух режимах: с извлечением углеводородов С3+; с извлечением углеводородов С2+.Вариант с извлечением этана показан на схеме пунктирными линиями, далее он будет рассмотрен отдельно.Рис.1.14. Технологическая схема установки газоразделения без выделения этанаI-природный газ; II - пропан автомобильный; III- СПБТ; IV- фракция С5; V- метановая фракция в газопровод; VI- метановая фракция в блок подготовки газа В установку поступает осушенный природный газ при давлении 5,6 МПа и температуре 30 °С. Газ разделяется на два потока: один охлаждается в теплообменнике Т5 газом, выходящим сверху колонны К2, другой - в теплообменнике Т1 метановой фракцией из колонны К1. Охлажденный в Т1 газ делится на два потока: один поступает в теплообменник ТЗ, другой - в Т2. Потоки охлажденного газа из теплообменников Т2, ТЗ и Т5 объединяются в один, который поступает на охлаждение в теплообменник Т4. В сепаратор С1 поступает поток газа, охлажденный до температуры минус 45 °С. Газ, выходящий из сепаратора С1, делится на два потока. Основная часть газа расширяется в турбодетандере до 2 МПа, объединяется с дросселированной жидкостью из С1 и общий поток подается в кубовую часть колонны К1. Другая часть газа охлаждается в теплообменнике Т6, дросселируется до 2 МПа и подается в колонну К1 в качестве орошения. Колонна К1 рассчитана на 4 тарелки. Жидкость из куба К1 подается в качестве хладоагента в дефлегматор Т7 и затем в теплообменник Т2, после чего подается в качестве питания под седьмую тарелку колонны К2. Колонна К2 рассчитана на 18 тарелок. Из куба колонны К2 отводится фракция С3+, которая подается на фракционирование в колонны КЗ и К5. Продуктом колонны КЗ является пропан автомобильный. Из колонны К5 сверху выводится СПБТ, снизу - фракция С5. В кипятильники Т8, T12 и T15 подается углеводородный теплоноситель. Выходящий из колонны К2 газ рекуперирует свой холод в теплообменнике Т5, подается в блок подготовки газа для регенерации и охлаждения адсорберов и затем направляется на ГРС или местные нужды