CC BY
58УДК 54.058
Дедов В.В.
студент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменский индустриальный университет (Россия, г. Тюмень)
ПРОМЫСЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
Аннотация: в данной статье мы рассмотрим конструкцию и эксплуатацию газовых скважин.
Ключевые слова: скважина, кондуктор, пласт эксплуатационная колона, герметичность режим эксплуатации, месторождение.
Необходимость промысловой обработки газа и конденсата
Газ и конденсат с промысла подают в магистральные газопроводы, местным потребителям, на газо- и нефтеперерабатывающие заводы ГПЗ и НПЗ. Но это уже обработанные на промысле—товарные (кондиционные) газ и конденсат.
Газ и конденсат в том состоянии, в котором они поступают из пласта на устье скважины, непригодны для подачи потребителям. В таком газе содержатся твердые примеси, вредные компоненты, парообразная влага, пластовая вода, а также ценные химические соединения.
Твердые примеси—это частички глинистого раствора, цемента, породы пласта, продукты коррозии (физико-химического разрушения) и эрозии (механического разрушения) металла оборудования. Твердые примеси, которые несет поток газа, могут двигаться со скоростями до 10—15 м/с. Кинетическая энергия таких частиц огромна. При ударе частиц о стенки труб и другого оборудования происходит механическое активное разрушение металла—эрозия оборудования. Известны случаи, когда в течение двух-трех часов образовывались отверстия в изгибах труб с толщиной стенок 15—20
мм. Поэтому на промыслах необходима очистка газа от твердых примесей.
Вредные компоненты (углекислый газ СО2, сероводород И2Б и органические кислоты) вступают в химическое взаимодействие с металлами и приводят к активной коррозии оборудования. Возникает опасность разрушения, разрыва оборудования. Следовательно, необходима очистка газа от них.
Парообразная влага, которая всегда содержится в газе, при уменьшении давления и температуры потока газа переходит в жидкое состояние—в конденсационную воду (в отличие от пластовой воды). Эта вода коррелирует металлы, затрудняет движение газа, занимая часть сечения трубопроводов, образует пробки, может замерзать, образуя ледяные пробки. Вода при определенных давлениях и температурах образует физико-химические соединения с газом —гидраты, по внешнему виду похожие на лед или снег. Гидраты частично или полностью заполняют сечение оборудования, что приводит к уменьшению и даже полному прекращению движения газа.
Пластовая вода, поступающая с газом, ведет к тем же осложнениям, что и конденсационная. Высокая минерализация этой воды приводит к более активной коррозии, но затрудняет гидратообразование.
На промыслах необходима осушка газа. К ценным компонентам в составе природного газа относятся гелий, этан, пропан-бутановые фракции. До подачи газа в МГ из него выделяют эти компоненты путем переработки газа. Даже сероводород при содержании его в газе более 2—3% —ценный компонент, поскольку из него получают элементарную серу.
Конденсат добывают на газоконденсатном месторождении одновременно с газом. В промысловых установках при давлениях 4—8 МПа и температурах—15—30 °С из газа выделяют, а затем отделяют нестабильный конденсат. Нестабильный конденсат по конденсатопроводу подают на ГПЗ или НПЗ. При отсутствии конденсатопровода транспортировать нестабильный конденсат другими видами транспорта нельзя, так как он находится под достаточно высоким давлением. Поэтому промысловая обработка конденсата заключается в его стабилизации.
Стабилизация конденсата — это процесс одно- или многоступенчатого снижения
давления до атмосферного и повышение температуры примерно до 20 °С. При
148
стабилизации из газа выделяется газ дегазации. Он состоит в основном из этана и пропан-бутанов. Это ценное сырье для переработки. Поэтому газ дегазации подают на ГПЗ, а если это невозможно, то в газопроводы, и только в исключительных случаях сжигают на факелах.
Требования к промысловой обработке газа и конденсата
Требования к промысловой обработке газа и конденсата предъявляются исходя из необходимости решения двух задач: во-первых, комплексного использования всех компонентов, входящих в состав добываемой продукции, во-вторых, подачи газа в МГ и конденсата потребителям с определенными строго заданными свойствами (кондициями).
Для комплексного использования компонентов добываемой продукции от газа на промыслах отделяют конденсат (98—80% потенциального содержания), более 95% сероводорода, проводят деэтанизацию и дебутанизацию сырого конденсата, вблизи промыслов на ГПЗ перерабатывают промысловый газ и только после этого подают в газопроводы. Технологические схемы и установки выбирают по технико-экономическим показателям. Степень извлечения тех или иных компонентов определяется экономической целесообразностью.
Свойства газа, транспортируемого по МГ, должны строго соответствовать требованиям ОСТ 51.40—74.
При подготовке к утверждению этого ОСТа исходили из следующего.
В газопроводе из транспортируемого газа не должны выделяться в виде жидкости вода и конденсат, что значительно уменьшает коррозию, увеличивает пропускную способность газопровода (не будут образовываться гидраты).
Ограниченное содержание механических (твердых) примесей предотвращает эрозию труб и оборудования.
Ограничение содержания сероводорода значительно уменьшает коррозию и предотвращает загрязнение воздуха сернистыми продуктами сжигания газа.
Т аблиц а 1
Нормы отраслевого стандарта ОСТ 51.40—74 на природный газ, транспортируемый по МГ
Показатели
Для умеренной и жаркой климатических зон
Дли холодной климатической зоны
Точка росы по влаге и тяжелым углеводородам при давлении 5,5 МПа не более, °С:
в зимний период {с 1/IX по 30/IV)
—10
—3
0,1 2,0 1,0
-25 —15
0,1
2,0
1.0
в летний период (с 1/V по 3Q/IX)
Содержание механических примесей не более, г/100 м:
Содержание сероводорода не более, г/100 ма,
Содержание кислорода не более, об.%
Устанавливая нормы на эти показатели, учитывали возможности современной техники и технологии и затраты на промысловую обработку газа. В самом деле, если установить очень дорогие и сложные установки и проводить очень глубокую очистку и осушку газа, то затраты могут стать излишне высокими.
На конденсат, подаваемый с промыслов, нет стандартов. Ориентироваться можно на следующие показатели: упругость паров стабильного конденсата не должна превышать 400 мм рт. ст., температура вспышки не менее 80 °С, температура застывания не выше —30 °С для умеренного и не выше —60 °С для холодного климата. Стабильный конденсат должен отстояться в емкостях-разделителях и от него должны быть отделены вода, метанол, гликоли и другие жидкости, применяемые в технологических процессах промысловой обработки газа.
Конденсат, отвечающий указанным требованиям, можно доставлять с промыслов потребителям железнодорожным, автомобильным и водным транспортом.
Способы промысловой обработки газа и конденсата
На газовых и газоконденсатных месторождениях в основном применяют три способа обработки газа: низкотемпературную сепарацию (НТС), абсорбцию и адсорбцию.
Низкотемпературная сепарация — это комплекс технологических процессов, направленных на охлаждение продукции скважины до нужных температур с последующей ее сепарацией.
Охлаждают продукцию скважины для того, чтобы сконденсировались тяжелые
150
углеводороды (конденсат) и 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 МГ и добычу нестабильного конденсата.
Рис. 1. Блок-схема НТС.
К— каплеотбойник; Т-1; Т-2; Т'-2 — теплообменники; С-1; С-2 — сепараторы; ОУ— охладительные устройства и установки; Д - дроссель; ТДА — турбодетандерный агрегат; ТД — турбодетандер; ХМ — холодильные машины; ВК — вихревая камера; КН — конденсат нестабильный; Ф—фланец; Ш— штуцер (дроссель); ТК—турбокомпрессор- СГ — сухой газ; МГ — магистральный газопровод; р1; ^ Т1 — давление и температура на входе; р2, 1:2 и Т2 — давление и температура на выходе; а — коэффициент Джоуля — Томсона; к—показатель адиабаты; И—ввод ингибитора гидра-тообразования
На блок-схеме показаны принципы действия и компоновки различных схем НТС (рис. 1).
Продукция скважины сначала освобождается от капельной жидкости (воды и конденсата) и механических примесей в каплеотделителе К, причем без изменения давления и температуры. После этого газообразная часть продукции охлаждается потоком «холодного» газа в теплообменнике Т-1 до минимальной температуры, при которой еще не образуются гидраты. В результате такого охлаждения из газа выделяются (конденсируются) конденсат и вода, которые отсепарируются в первой ступени сепарации С-1. На выходе из С-1 в поток газа вводят ингибиторы гидрато-образования.
Ингибиторы гидратообразования — это водные растворы веществ, которые с водой, выделяющейся из газа, составляют растворы, не образующие гидратов и замерзающие при довольно низких температурах. Ингибиторы также поглощают пары воды из газа, тем самым снижая точку росы газа. В качестве ингибиторов используют метанол (этиловый спирт), гликоли (диэтиленгликоль—ДЭГ и другие), хлористый кальций, электролиты (хлористый литий, алюминий).
Газ в теплообменнике Т-2 охлаждается потоком «холодного» газа, а в теплообменнике Т-2—конденсатом. В теплообменнике газ могут охлаждать не только «холодным» газом, но и другими хладагентами: водой, воздухом, пропан-бутаном, аммиаком и т. д.
После такого предварительного (вспомогательного) охлаждения, которое повышает эффективность НТС, газ поступает в устройства и установки основного охлаждения ОУ. Именно ОУ обеспечивают требуемую температуру сепарации газа во второй окончательной ступени сепарации С-2. Для охлаждения газа в ОУ используют следующие процессы, устройства и установки.
Дросселирование—понижение температуры при снижении давления газа без совершения работы и теплообмена. Понижение температуры зависит от разности давлений до процесса расширения газа и после (р1—р2) и называется эффектом Джоуля—Томсона. Дросселирование Д осуществляется при помощи штуцеров Ш (см. рис. 1).
Адиабатическое расширение с отдачей внешней работы приводит к понижению
температуры газа. В отличие от дросселирования это понижение зависит не от разности,
152
а от отношения давлений р1/р2. Осуществляют этот процесс в турбодетандерных агрегатах ТДА (см. рис. 1). Турбодетандерный агрегат состоит из турбодетандера ТД и турбокомпрессора ТК. Газ поступает в ТД при давлении р1 и температуре Т1; совершая работу по вращению лопаток детандера, расширяется до давления р2, за счет чего температура газа снижается до Т2. На одном валу с ТД насажено колесо с лопатками турбокомпрессора ТК. Газ после прохождения сепаратора С-2 и теплообменников («сухой» газ СГ) сжимается в ТК, и подается в МГ. Работа, совершенная при расширении газа, затем используется для дожатия отсепарированного «сухого» газа и подачи его в газопровод. Конечно, давление после ТК. ниже, чем на входе в ТД, на величину затрат энергии на охлаждение газа и потерь энергии в механизмах ТДА.
Охлаждение газа при помощи холодильных машин ХМ осуществляется следующим образом. В компрессорах ХМ пары аммиака сжимаются, конденсируются, а затем жидкий аммиак охлаждается и накапливается в емкостях-ресиверах. Затем аммиак через редуктор, где давление снижается с 1,5 до 0,17 МПа, направляется в теплообменник Т-2. В Т-2, который в этом случае является «испарителем-холодильником», аммиак кипит, испаряется при температуре —23 °С и охлаждает газ до температуры —15°С. Образовавшиеся пары аммиака вновь поступают в компрессоры, и холодильный цикл замыкается.
Вихревой эффект, который иногда используют для охлаждения газа, состоит в разделении потока газа на два («холодный» и «горячий») при расширении газа в вихревой камере ВК. Вихревая камера устроена так, что газ входит в нее через тангенциальное сопло со скоростью звука и совершает вращательное движение внутри камеры. Осевые слои газа охлаждаются за счет относительного разряжения, а наружные, трущиеся о стенки камеры, нагреваются. При этом до 80% газа может охлаждаться на 20—70°С.
Удельное (на 0,1 МПа снижения давления) понижение температуры достигает на штуцере 0,3 °С, в вихревой камере 0,4 °С, в турбодетандере 2—3°С, а в винтовом детандере даже 8—10 °С.
После охлаждения газа в ОУ одним из описанных способов газ сепарируется во
второй ступени сепарации С-2. На выходе из С-2 получают уже кондиционный газ,
153
который направляют либо сразу в МГ, либо часть его пропускают через теплообменники Т-2 и Т-1.
Конденсат нестабильный КН направляют на установки промысловой стабилизации конденсата, где его доводят до требуемых кондиций.
На блок-схеме (см. рис. 1) приведены только основные блоки, из которых компонуются технологические схемы установок низкотемпературной сепарации УНТС. Каждый из блоков в конкретной схеме может быть представлен различными конструкциями и установками. Например, ОУ: чаще это Д или ТДА, редко ХМ и ВК. Технологическая схема может состоять из одной ступени сепарации. Используют сепараторы различных конструкций и типов С-1 и С-2, а также различное число и типы теплообменников Т-1, Т-2, Т'-2 и т. д.
Таким образом, усвоив принцип действия и компоновки блок схемы, нетрудно будет разобраться в любой технологической схеме НТС, примененной на данном промысле
Абсорбция — извлечение из газа жидких углеводородов, воды и кислых газов поглощающими жидкостями — абсорбентами (маслами, гликолями, аминами) в колонных аппаратах—абсорберах. Продукция скважин поступает в сепаратор С, где от нее отделяются жидкость и твердые примеси (рис. 2).
Далее уже только газообразная часть продукции скважины поступает в нижнюю часть абсорбера А. В абсорбере газ движется вверх, а абсорбент (жидкость-поглотитель) стекает вниз с «тарелки» на «тарелку». Происходит взаимное перемешивание газа и жидкости, при котором жидкостью поглощается либо какой-то один целевой компонент газа, либо одновременно несколько компонентов. Применяя различные поглотители, можно извлечь из продукции скважины: воду— гликолями, сероводород и углекислый газ — аминами, конденсат—масляными фракциями (дистиллятами) и т. д.
Осушенный и очищенный газ после абсорберов направляют в магистральный газопровод. Насыщенный поглощенными веществами абсорбент АН проходит фильтр Ф, теплообменник Т и поступает в десорбер Д. В десорбере происходит процесс обратный поглощению — десорбция, т. е. выделение из насыщенного абсорбента
вещества, по глощенного ранее в абсорбере.
154
Рис. 2. Блок-схема абсорбционного способа обработки газа.
Делают это подогревая в кипятильнике воду или абсорбент и пропуская горячие пары снизу вверх через колонну десорбера Д. Пары поглощенного вещества выходят через верх десорбера и конденсируются в конденсаторе К, Из конденсатора выходит вода В или товарная продукция ТП. Небольшую часть В или ТП вновь возвращают в десорбер Д.
Восстановленный до начальных заданных свойств абсорбент регенерированный АР насосом Н через теплообменник Т подается в верхнюю часть абсорбера. Цикл движения абсорбента замыкается. Некоторое количество абсорбента уносится из колонн в виде паров и капелек. Потери абсорбента компенсируют периодически добавляя свежий раствор.
Таким образом, при абсорбционном способе обработки газа необходимо проводить одновременно абсорбцию и десорбцию в двух колоннах.
Движение абсорбента и заданный режим работы обеспечиваются насосами, теплообменниками, конденсатором и кипятильником. Абсорбционные установки могут состоять из нескольких пар колонн: абсорбер—десорбер. Установки оборудованы контрольно-измерительными приборами КИП и средствами автоматизации.
Приведенная на рис. 2 блок-схема—принципиальная, по ее образцу создаются
различные конкретные технологические схемы осушки и очистки продукции скважины,
а также газоперерабатывающие установки. Каждая из таких схем—индивидуальная и предназначена для определенного процесса. Однако в каждой схеме, как правило, присутствуют все блоки, приведенные на рис. 2.
Адсорбционный способ обработки газа состоит в извлечении из газа углеводородов, вредных примесей и воды твердыми поглотителями.
Рис. 3. Блок-схема абсорбционного способа обработки газа.
Поглощение происходит за счет поверхностных сил молекулярного притяжения в твердых пористых веществах-адсорбентах или за счет разделения молекул при прохождении газа через поры веществ-цеолитов. В цеолитах поры соизмеримы с молекулами. Поэтому одни из молекул, более мелкие, проходят через поры таких веществ, называемых также «молекулярными ситами», а другие, более крупные, задерживаются. Поток разделяется на части с разными размерами молекул. Одновременно в цеолитах происходит и адсорбция. При адсорбции на твердой поверхности образуется многомолекулярный слой поглощаемого вещества. Слой этот можно затем отделить от поверхности, т. е. провести десорбцию за счет прокачки горячего газа.
Адсорбционный способ обработки газа применяют для осушки (силикагелем, алюмогелем, цеолитами) и очистки (бокситы, цеолиты) газа, а также для извлечения из продукции скважины тяжелых углеводородов (конденсата), например активированным углем.
Продукцию скважины сначала всегда пропускают через каплеотделитель К. (рис.
3), где от газа отделяются твердые и жидкие примеси. Затем газ пропускают сверху вниз через колонный аппарат—адсорбер А-1. Внутри адсорберов на металлических сетчатых полках насыпан слой адсорбента. Осушенный и очищенный газ направляют в МГ. В то время как в А-1 идет поглощение—адсорбция, в А-2 проводят десорбцию. Для десорбции на выходе из К небольшая часть газа направляется в подогреватель П. «Горячий» газ снизу вверх пропускают через А-2. Все поглощенные ранее вещества переходят в «горячий» газ. Этот газ регенерации, насыщенный десорбированными веществами (водой, конденсатом и т. д.), охлаждается в холодильнике до температуры конденсации поглощенных веществ. Жидкость, вода В или товарный продукт ТП отделяются от газа в сепараторе С. Газ направляют в поток, идущий на адсорбцию, а товарный продукт— потребителям.
Таким образом, для реализации адсорбционного способа обработки газа необходимо наличие пары «адсорбер—десорбер», подогревателя, холодильника, каплеотбойника и сепаратора. Технологические схемы процесса адсорбции могут быть самыми разнообразными, но основные блоки обязательны во всех схемах. Через 8—24 ч в А-1 начинают проводить десорбцию, а А-2 становится рабочей адсорбционной колонной. Используют коротко-цикловую адсорбцию, сокращая время поглощения до 2—4 ч.
Список литературы:
Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений; Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию, ФГОУ - Москва, 2010. - 232 с. Справочник по нефтепромысловой геологии. Под редакцией Быкова Н.Е., Максимова М.И., Фурсова А.Я. -М.: Недра, 1981. - 524 с.
Брагинский, О. Б. Нефтегазовый комплекс мира / О.Б. Брагинский. - М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006. - 640 с.
Тетельмин, В.В. Нефтегазовое дело. Полный курс / В.В. Тетельмин. - М.: Интеллект, 2014. - 301 с. Хартуков, Е. Grand English-Russian Oil & Gas Business Glossary / Большой англо-русский словарь по нефтегазовому бизнесу / Е. Хартуков. - М.: Олимп-Бизнес, 2009. - 576 с
Теоретические основы поисков и разведки нефти газа. В 2 книгах. Книга 2. Методика поисков и разведки скоплений нефти и газа / А.А. Бакиров и др. - М.: Недра, 2012. - 416 с.
Покрепин, Б. В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (МДК. 01. 02). Учебное пособие / Б.В. Покрепин. - М.: Феникс, 2016. - 608 с.
Кязимов, К. Г. Газовое оборудование промышленных предприятий. Устройство и эксплуатация. Справочник / К Г. Кязимов, В.Е. Гусев. - М.: Энас, 2014. - 240 с.
Краснов, В. И. Монтаж газораспределительных систем / В.И. Краснов. - М.: ИНФРА-М, 2012. - 320 с.
