Сбор и подготовка газа к транспортировке

В газе кроме УВ есть вода, не УВ газы, цемент, ингредиенты бурового раствора. В газе должно быть менее 2г H₂S на 100м³, точка росы должна быть ниже Т° в газопроводе, Р=5-6МПа. Несоблюдение требований к качеству газа приводит к большим расходам средств транспортировки, порчи оборудования, иногда к авариям.

7.1. Система сбора и подготовки газа зависит от запасов и состава газа, от формы залежней, размещения скважин, Р_пл и многого другого. Поэтому системы сбора бывают:

7.1.1. Линейная - на вытянутых газовых залежах с небольшим запасом газа. Простота монтажа и обслуживания. Недостаток - неудобство обслуживания и применение автоматики, трудности индивидуальной регулировки работы скважин, малая надежность систем.

7.1.2. Лучевая - предполагает подключение скважин к газосборному пункту по индивидуальным шлейфам. Она надежна, удобно регулировать режим работы скважин, возможность автоматизации.

7.1.3. Кольцевая - как и в линейной предусматривает установку сепаратора у скважины, метанольных емкостей, расходомеров. Обслуживание затруднено, особенно на болотах.

7.1.4. Групповая - газ и конденсат из скважины по индивидуальным шлейфам поступают на пункты промыслового сбора газа (ППСГ) или в УКПГ, где происходит очистка и частичная осушка газа, регулировка расхода, учет добываемой продукции. Достоинство - автоматизация, независимый контроль и регулировка работы отдельных скважин, надежность, легкое решение борьбы с гидратами, упрощается промышленная канализация, тепло-энергоснабжение, ремонт оборудования, облегчается организация строительных и монтажных работ. К одному газосборному пункту - ПСГ- или УКПГ подключают 10-30 скважин.

7.2. Подготовка газа - зависит от многих параметров, но главные: Р_пл, состав газа и конденсата, запасы, Т_пл. Небольшие газовые месторождения: скважина, штуцер, сепаратор, расходомер, коллектор. Сепараторы применяются при низкотемпературной сепарации (НТС) с использованием абсорбции и адсорбции. Осушка газа в 2 этапа: НТС и применения ингибиторов гидратообразования и полная - в специальных установках. НТС -при больших Р_пл, а затем надо либо искусственный холод, либо соорудить абсорбционные и адсорбционные установки для извлечения из газа воды и тяжелых УВ.

По месту подготовки газа к транспорту - централизованная и децентрализованная системы. Централизованная - на отдельных ГП, ППСГ делают частичную подготовку газа, до кондиций газ доводится на центральном пункте сбора и подготовки газа, находящегося в начале магистрального газопровода. При децентрализованной системе окончательная подготовка газа производится на каждом газосборном пункте УКПГ. Это типично для газоконденсатных месторождений.

Технологический расчет газосборной сети - сводится к нахождению взаимосвязи давлений и расходов газа в различных точках системы заданной геометрии. Много довольно сложных формул применяются для расчета сети.

7.3. Адсорбционные и абсорбционные методы извлечения конденсата из газа. Более радикальные, но дорогие. Абсорбционный - минеральные масла поглощают конденсат из газа и отдают их при нагревании. Это - соляровое масло, керосин и даже более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.

Адсорбционный сходный абсорбции - улавливается конденсат активированным углем из твердых пород деревьев или из косточек плодов некоторых деревьев. Но надо менять активированный уголь - процесс прерывается.

7.4. Сепараторы: гравитационные, инерционные, адгезионные, смешанные. Инерционные - используют разную инерцию разделяемых веществ. Циклонный сепаратор. Адгезионные - способность жидких и смоченных твердых частиц прилипать к стенкам, поверхностям твердых тел. Газ направляется на насадку - сетку, гофру стальную, кольца и других материалов. Жидкость стекает вниз и удаляется. Смешанные - несколько циклонных в одном кожухе. В них используют все три принципа действия. Теплообменники и холодильники - «труба в трубе» и кожухотрубчатые.

7.5. Осушка газа

Наиболее радикальным способом предотвращения в си­стеме газоснабжения гидратов и водяных пробок является осушка газа. Специальные установки по осушке газа размещаются обычно на УКПГ или на головных сооружениях магистральных газопроводов.

Наиболее распространены два способа осушки газа: с исполь­зованием жидкого поглотителя - ДЭГ и твердого поглотителя - силикагеля, активированной окиси алюминия (боксита) и цеолитов. Эти вещества гранулированы и имеют сильно раз­витую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор, размер которых составляет единицы и десятки ангстрем. Удель­ная поверхность составляет сотни квадратных метров на 1 г поглотителя. Влага адсорбируется в порах при низкой темпе­ратуре поглотителя и испаряется при подогреве.

Технологическая схема абсорбционной установки осушки газа аналогична схеме маслоабсорбционной установки, но в ка­честве поглотителя влаги применяется ДЭГ.

Из семейства гликолей для борьбы с гидратообразованием обычно используются диэтиленгликоль, ДЭГ (СН₂СН₂ОН)₂О, представляющий собой прозрачную глицериноподобную жид­кость с температурой кипения 245°С и температурой замерзания — 9° С. Плотность ДЭГ —1,116 кг/л. ДЭГ смешивается с водой в любых соотношениях.

Диэтиленгликоль как ингибитор менее эффективен, чем ме­танол, и в 1,5—2 раза дороже последнего, но он успешно регене­рируется.

Эффективность ДЭГ сильно зависит от его концентрации. Для профилактики отложений гидратов в скважинах и шлейфах при­меняют ДЭГ относительно низкой концентрации — 60—70% вес.

Диэтиленгликолевые установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих — 20° С. При необходимости обеспечить более глубокую осушку используют адсорбционные установки, в которых поглотителем влаги служит силикагель.

Другим важным технологическим показателем работы уста­новки является скорость газа в свободном сечении колонны. Ее можно найти по формуле:

Величина К зависит от р (плотности газа в рабочих условиях, кг/м³). В первом приближении υможно принять равной 0,82 м/с.

Адсорбционная установка в отлитие от абсорбционной работает циклически: поглотитель в ней неподвижен. Схематически процесс происходит следующим образом. Имеются две одинаковые колонны, заполненные адсорбентом. Одна пред­назначена для поглощения влаги, другая — для регенерации. Газ через сепаратор поступает снизу в колонну, проходит через адсорбент и осушенным уходит из верхней части емкости в газопровод. В это время в другую колонну с помощью газодувки сверху нагнетается нагретый до 250—300° С газ, который высу­шивает поглотитель. В теплообменнике и холодильнике газ охлаждается и направляется в сепаратор, где влага из системы удаляется. Холодный сухой газ подогревается в теплообменнике и в печи и направляется снова в колонну. Процесс продолжа­ется до полного восстановления поглотительной способности адсорбента. Затем роли колонн меняются.

Поглотительная способность твердых сорбентов составляет 4—8% их собственного веса. Механические примеси природного газа, тяжелые углеводороды, сероводород заметно снижают активность твердых поглотителей. В благоприятных условиях поглотитель работает два-три года.

Необходимое количество сорбента G (в кг) может быть най­дено по формуле:

где W_l, W ₂ — влагосодержание газа соответственно до обработки и после нее, кг/м³; Q — расход газа, м³/с; а — активность сор­бента в %; t — продолжительность цикла, с.

Допустимая скорость газа в адсорбере может быть найдена по полуэмпирической формуле Леду:

Здесь υ — весовая скорость, кг/м²; р_г — плотность газа в колонне, кг/м³; р_а — плотность адсорбента, кг/м³; d — средний диаметр гранулы адсорбента, м. Сорбент размещен на полках высотой 2—3 м. Производительность одной колонны до 50—100 м³/с. При необходимости осушать большее количество газа строят ряд параллельно работающих установок. Продолжительности поглощения 8-12 ч, регенерации — 4-8 ч.

Б. Нефтяные залежи (месторождения)

Нефть - смесь различных жидких и твердых УВ. В среднем элементарный состав нефтей таков: С=86%; H₂=13%, прочие элементы=1%. Твердые вещества - это парафины. Во всех нефтях обнаружены О₂, S, N₂. По товарным качествам нефти делятся на: легкие (бензинистые, масляные) и тяжелые (асфальтовые). Товарные качества нефти определяют путем разгонки их в лаборатории.

При нагревании нефти испаряются сначала более легкие УВ с более низкой температурой кипения, затем испаряются более тяжелые ее составляющие УВ. При последующем охлаждении пары УВ конденсируются в жидкость: бензин, керосин или лигроин, в зависимости от того, при каких температурах нагрева происходила разгонка. % содержание отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти. Если в нефти сера (S), ее называют сернистой: малосернистой S < 0,5%, высокосернистой S > 0,5%. Нефти классифицируется по количеству смолистых веществ: малосмолистые < 8% смол, смолистые 8-25%, высокосмолистые > 25% смол. Содержание в нефти большого количества смол и асфальтенов часто делают ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность. Во всех почти нефтях содержится парафин, который очень затрудняет ее добычу, т.к. при понижении температуры ниже 40-50 градусов парафин выпадает из нефти и оседает на стенках труб, закупоривая их сечение, создавая многие осложнения. По количеству парафина нефти подразделяются: беспарафинистые - < 1 %, слабопарафинистые - 1 -2%, парафинистые - >2%.

Наиболее широко в нефтях представлены УВ метанового (C_nH_2n+2) и полиметиленового рядов. В нефти присутствуют ароматические УВ, но они редко бывают главной ее составляющей. В нефти имеются сернистые, кислородные и азотистые компоненты. К ним относятся: смолистые вещества, нафтеновые кислоты, асфальтены, H₂S и т.д. Вещества с 0₂ и S является поверхностно-активными и влияют на процессы образования и разрушения эмульсий, на их стойкость, старение, на процессы выделения и отложения парафина в трубах.