diplom Турдалиев. О научно исследовательской работе
 Скачать 0.92 Mb.
|
1.3. Низкотемпературная сепарация газаМетод извлечения жидких углеводородов из газов газоконденсатных месторождений, в основе которого лежат процессы однократной конденсации при температурах от -10 до -25 ºС и газогидромеханического разделения равновесных жидкой и газовой фаз, называется низкотемпературной сепарацией. Метод НТС для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождения был впервые использован в США, где в 1950 г. Была пущена в эксплуатацию первая промышленная установка НТС. Получение низкой температуры сепарации достигалось дросселированием газа с избыточного давления. Первая установка состояла из низкотемпературного сепаратора со змеевиком в нижней части, предназначенным для расплава гидратов. Теплый газ из скважины проходил через змеевик, затем по выходе из змеевика сепаратора дросселировался и поступал в сепаратор. Отсепарированный газ направлялся в газопровод. Дальнейшее развитие НТС шло по пути усложнения установок. В схему сначала включили рекуперационный теплообменник, затем системы впрыска и регенерации ингибитора гидратообразования, далее холодильные машины и систему стабилизации конденсата. Такой же путь развития прошли установки и на отечественных промыслах. На начальных этапах эксплуатации газоконденсатных месторождений давление на входе на установки комплексной подготовки газа значительно превышает давление, необходимое для подачи в магистральные трубопроводы. Избыточное давление газа используется для получения низких температур, необходимых для отделения конденсата методом низкотемпературной сепарации (НТС). Низкотемпературной сепарацией называют процесс извлечения жидких углеводородов из газов путем однократной конденсации при пониженных температурах с разделением равновесных газовой и жидкой фаз. Температуру можно понизить за счет изоэнтальпийного или изоэнтропийного расширения газа. Изоэнтальпийное расширение газа осуществляется с использованием дроссельных устройств, а изоэнтропийное - с применением турбодетандеров. Типичная схема установки низкотемпературной сепарации (УНТС) представлена на рис 2.  Рисунок -2 Типичная схема установки низкотемпературной сепарации Сырой газ со скважин поступает на первую ступень сепарации 1, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в рекуперативные теплообменники 2 и 3 для рекуперации холода с дросселированных потоков газа и конденсата. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками впрыскивают монодиэтиленгликоль (ЛЕГ) или метанол. При наличии свободного перепада давления (избыточного давления промыслового газа) охлажденный газ из теплообменников поступает в расширительное устройство - дроссель или детандер. При отсутствии свободного перепада давления газ направляют в испаритель холодильного цикла, где используется внешний хладагент, например сжиженный пропан. После охлаждения в расширительном устройстве или испарителе газ поступает в низкотемпературный сепаратор 5. где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Газ из сепаратора 5 через теплообменник 2 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза через дроссель 4 поступает в трехфазный сепаратор в. откуда газ выветривания эжектором возвращается в основной поток. Водный раствор ингибитора, выводимый снизу сепаратора в. направляется на регенерацию, а выветренный конденсат через теплообменник 3 - на стабилизацию на установку стабилизации конденсата (УСК). 1.4. Основные факторы, влияющие на процесс НТС. На эффективность работы установок НТС большое влияние оказывают состав сырьевого газа, температура, давление, эффективность оборудования и число ступеней сепарации. Состав сырьевого газа. Чем тяжелее состав исходной смеси (чем больше средняя молекулярная масса газа), тем выше степень извлечения жидких углеводородов. Однако, начиная с некоторого состава (средняя молярная температура кипения около минус 133'С. Молекулярная масса примерно 22), утяжеление состава исходной смеси практически не оказывает влияния на степень извлечения компонентов С. Для тощих исходных смесей для повышения степени извлечения жидких углеводородов иногда используют метод сорбции в потоке, т.е. осуществляют впрыск в поток исходной смеси стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей на некотором расстоянии от сепаратора. Таким образом производится утяжеление смеси, а следовательно, и повышается степень извлечения компонентов С. Влияние температуры. Температуру на установках НТС выбирают исходя из необходимой точки росы для транспортировки газа по трубопроводу в однофазном состоянии. Для легких газов (средняя молекулярная масса не более 22, средняя молекулярная температура кипения минус 156-133*С) снижение температуры сепарации от 0 до минус 40*С обеспечивает существенный рост степени извлечения конденсатообразующих компонентов. Для жирных газов (средняя молекулярная масса более 22, средняя молекулярная температура кипения больше минус 133*С) влияние температуры на степень извлечения жидких углеводородов мало. Таким образом, чем легче состав исходной смеси, тем более низкая температура требуется для выделения жидких углеводородов на установках НТС для достижения заданной точки росы. Влияние давления. Давление сепарации определяется давлением магистрального трубопровода и в пределах обычно используемых давлений (5-7.5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов С. и выше. Более важен свободный перепад давления, позволяющий достигать низких температур сепарации. В период снижения пластового давления эффективность работы установок НТС поддерживается на прежнем уровне за счет ввода дожи много компрессора и внешнего холодильного цикла. Эффективность оборудования. На эффективность работы установок НТС влияет используемый источник холода. В процессе длительной эксплуатации скважин и при снижении пластового давления замена изо энтальпий, но го расширения (дросселирование) на изоэнтропное (расширение в детандерах) позволяет эффективнее использовать свободный перепад давления и при одном и том же перепаде давления при детандировании потока достигать более низких температур сепарации. На более поздних стадиях эксплуатации скважин, когда свободный перепад давления практически отсутствует, на эффективность работы установок ИТ С будет оказывать влияние выбранный хладагент, его расход в испарителе и поверхность теплообмена. Число ступеней сепарации. На газоконденсатных месторождениях при подготовке к транспортировке используют двух- и трехступенчатые схемы НТС. При одинаковых параметрах (давление и температура) последней ступени охлаждения чем меньше число ступеней сепарации. тем больше выход жидкой фазы и тем меньше содержание углеводородов С в товарном газе. Но при одноступенчатой сепарации чрезмерно высоки потери компонентов газа с углеводородным конденсатом. Увеличение ступеней сепарации повышает четкость разделения газовой и жидкой фаз. Но мере длительной эксплуатации скважин эффективность работы установок НТС снижается по двум причинам: уменьшение свободного перепада давления вследствие снижения пластового давления: облегчение состава газа. Следовательно, при длительной эксплуатации месторождений сепарация газа должна осуществляться при более низких температурах. На практике, наоборот, при длительной эксплуатации установок НТС температура сепарации постоянно повышается при одновременном облегчении состава. 1.5.Технологии и оборудование, применяемые в процессах низкотемпературной сепарации газа. Существует несколько способов подготовки природного газа к транспорту.Способ подготовки природного газа к транспорту с использованием ингибитора гидратообразования Предложенный способ предназначен для подготовки природного или попутного нефтяного газа к транспорту и включает в себя ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкой фазы и направление водной фазы последней ступени сепарации в поток газа. В качестве ингибитора гадратообразования используют летучее водорастворимое органическое вещество, например метанол, этанол, ацетон, эфироальдегидную фракцию и др. Организация процесса предусматривает: а) фракционирование водного раствора ингибитора гадратообразования на контактных ступенях первой ступени сепарации с газовым потоком в количестве, обеспечивающим массовое соотношение жидкости к газу L/G=0,0007–0,007. В качестве водного раствора ингибитора используют водную фракцию, выделенную на второй (низкотемпературной) ступени сепарации, в которую добавляют свежий ингибитор; б) разделение газового потока перед каждой ступенью контакта на два потока, одним из которых производят фракционирование водного раствора, и объединение двух потоков после каждой ступени контакта. Способ осуществляется следующим образом. Углеводородный газ (поток 1) с температурой 15–45 оС и давлением 9–13 Мпа подают на первую ступень сепарации, где отделяют от газовой фазы воду и конденсат. Затем на контактных ступенях на первой ступени сепарации производят отдувку и насыщение газа ингибитором гидратообразования. Водный раствор (поток 2) до подачи на отдувку фракционируют на контактных ступенях первой ступени сепарации газовым потоком 1 в количестве, обеспечивающем массовое соотношение жидкости к газу L/G=0,0007–0,007, при этом газовый поток 1 разделяют перед каждой ступенью контакта на два потока, одним из которых производят фракционирование водного раствора (поток 2), после каждой ступени контакта газ объединяют. Водный раствор (поток 2) представляет собой – 51,3%-ный (по массе) раствор ингибитора. На первой ступени сепарации отделяют газовую фазу (поток 5) от водной (поток 6). Концентрация ингибитора в низкоконцентрированном водном растворе (поток 6), определяемом на первой ступени сепарации, составляет 0,025% (по массе), что отвечает требованиям экологии для подачи водного раствора в систему промстоков. После последней ступени контакта объединяют газовую фазу (поток 3), концентрация ингибитора в которой 79,7% (по массе), с байпасированным потоком газа (поток 4). Этим обеспечивается концентрация ингибитора в газовом потоке (поток 5), равна 68,5% (по массе). Такая концентрация позволяет исключить гидратообразование, которое может возникнуть после охлаждения газового потока при существующих термодинамических параметрах установки. Для предупреждения гидратообразования на этом участке концентрация ингибитора должна быть не менее 55% (по массе). Охлажденный поток газа 7 направляют на вторую ступень – низкотемпературную сепарацию. Термодинамические условия в низкотемпературном сепараторе следующие: температура от -15 до -25 оС, давление 7–9 Мпа. Отсепарированных и охлажденный сухой газовый поток 8, полученный после низкотемпературной сепарации используют для охлаждения газового потока (поток 5) и направляют в газопровод. Водную фазу (поток 9), концентрация ингибитора в которой 28,2% (по массе), со второй ступени сепарации обогащают свежим ингибитором гидратообразования (поток 10) до концентрации 51,3% (по массе) и полученный водный раствор направляют на контакт с газом в первую ступень сепарации (поток 2), а углеводородную жидкость со второй ступени сепарации (поток 11) – конденсатопровод. Способ предлагает многократное (циклическое) использование водной фазы второй ступени сепарации, содержащей ингибитор гидратообразования. Необходимую концентрацию ингибитора гадратообразования в водной фазе, направляемой на первую ступень сепарации, обеспечивают, добавляя свежий ингибитор гадратообразования. Необходимость в добавлении свежего ингибитора связана с компенсацией уноса его с газом и конденсатом. Эффективность Предложенный процесс позволяет снизить расход и концентрацию свежего ингибитора и осуществить непосредственную подачу газа с необходимым содержанием в нем ингибитора гидратообразования на низкотемпературную сепарацию. Данный способ подготовки углеводородного газа нашел свое применение на УКПГ-2 Уренгойского месторождения. |