книги / Переработка углеводородных газов

манию (55 млрд м3 газа). Принято решение о строительстве газопровода через Турцию в Европу (через юг Европы).

С целью расширения географии рынков сбыта в условиях возрастающего спроса на газ в Северо-Восточной Азии рассматриваются варианты экспорта газа газоконденсатных месторождений Иркутской области и Республики Саха (Якутия) в Китай.

11

2. ПОДГОТОВКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ

НА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ

2.1. Выбор способа подготовки углеводородных газов и конденсата к транспорту

Основной вид транспорта углеводородных газов от месторождений до потребителя в нашей стране осуществляется по системе трубопроводов протяженностью от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, пересекающих различные климатические зоны. В связи с этим большое значение приобретают вопросы подготовки углеводородного газового сырья к его транспортировке.

Подготовка включает в себя:

1)сбор и первичную обработку добываемой продукции;

2)замеры дебитов;

3)контроль и поддержание заданных технологических режимов эксплуатации скважин.

При этом проводятся такие процедуры, как очистка от механических примесей, осушка охлаждением до точки росы и извлечение углеводородного конденсата из продукции скважин.

В случае газоконденсатного месторождения одновременно с газом добывается сырой газовый конденсат – углеводороды, на-

ходящиеся при 20 С и 0,1 МПа в жидком состоянии с растворенными в них газами (от С1 до С4).

При проведении стабилизации сырого конденсата получается стабильный конденсат, который при стандартных условиях состоит из жидких углеводородов (С5 и выше). В свою очередь из стабильного конденсата получают бензин, дизельное топливо, растворители, сырье для нефтехимии.

Важным элементом промысловой обработки газа и его транспортировки является предупреждениеобразованиягидратов.

На месторождениях применяют в основном три способа обработки газа: абсорбцию; адсорбцию; низкотемпературную сепарацию.

12

Выбор конкретного способа определяется климатическими и термодинамическими условиями, составом и объемом добываемой продукции, требованиями потребителя к параметрам газа.

Кроме того, могут применяться комбинированные методы разделения газов совмещающие сорбционные процессы с предварительным охлаждением газа и сорбентов.

На чисто газовых месторождениях, где подготовка газа заключается в основном в его осушке до достижения точки росы –25 С и ниже, для предупреждения гидратообразования применяют в основном абсорбционные и адсорбционные методы.

Для газоконденсатных месторождений, содержание конденсата в которых не превышает 100 мл/м3, применяются низкотемпературная сепарация (НТС), основанная на создании низких температур посредствомдросселирования газа высокого давления.

Одновременно используют ингибиторы гидратообразования или предварительную осушку газа. В случае, если содержание конденсата в газе больше 100 мл/м3, используют низкотемпературную абсорбцию углеводородными жидкостями.

Выбор того или иного способа подготовки газа проводится на основании технико-экономических расчетов.

2.2. Промысловые газосборные сети и их расчет

Промысловые газосборные сети являются одним из основных элементов системы сбора и подготовки газа и конденсата на месторождениях. Их конфигурация, способ укладки, размеры и режим эксплуатации определяются:

конкретикой геолого-эксплуатационных условий;

составом и свойствами продукции;

способом подготовки газа и конденсата к транспорту;

требованиями потребителей.

Промысловые газосборные сети включают в себя:

газопроводы-шлейфы, соединяющие устья скважин с установками подготовки газа;

13

газопроводы, соединяющие установки подготовки газа;

промысловый газосборный коллектор.

В случае газоконденсатных месторождений в состав сети входят такжеконденсатопроводы, водопроводы, ингбиторопроводы.

По конфигурации промыслового газосборного коллектора газосборные сети обычно разделяют на линейные, лучевые, кольцевые и групповые газосборные сети (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Схемы газосборных сетей: а – кольцевая; б – лучевая; в – групповая

На месторождениях природного газа широко применяется централизованная групповая схема сбора, когда газ от группы 6–12 (и более) скважин по линиям высокого давления без дросселирования на устье поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где осуществляется сепарация, очистка от механических примесей, осушкаи замер дебита.

14

УКПГ подключается к промысловому газосборному коллектору, откуда газ идет на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения. Количество УКПГ на месторождении зависит от размеров и формы газоносной площади, дебитов, а также значений давления и температуры в устье скважины. При групповой системе сбора большинство операций и управление работой скважины проводится централизованно.

Для расчета промысловых газосборных коллекторов используется формула ВНИИГАЗа:

где Q – пропускная способность газопровода, м3/сут; D – внутренний диаметр газопровода, см; Р1 и Р2 – давление в начальной

иконечной точках рассчитываемого участка газопровода, МПа;

– относительная плотность газа; T – средняя температура газа в

газопроводе, К; z – коэффициент сжимаемости газа; L – длина рассматриваемого участка, км.

Давление Рх в любой точке линейного участка газопровода можно определить по формуле

где X – расстояние от начальной точки газопровода.

При наличии в потоке газа небольшого (до 40 см3/м3) количества капельной жидкости в формулу (2.1) вводится поправочный коэффициент Е, учитывающий влияние жидкости на снижение пропускной способности:

где λ = λ (Re) – коэффициент гидравлического сопротивления.

15

При скорости газа ω 15 м/с и возможном скоплении жидкости в пониженных местах газопровода значение Е можно определить по формуле

где K – содержание жидкости газовом потоке, дм3/1000 м3. Изменение температуры в промысловых газопроводах мож-

но определить по формуле

где t1 и t2 – температура газа в начале и конце газопровода; tг – температура грунта на глубине заложения трубы, С;

ент Джоуля – Томсона, С/МПа; Cp – теплоемкость газа при постоянномдавлении, кДж/(кг· С); G – массовыйрасходгаза, кг/ч.

2.3. Промысловые дожимные компрессорные станции

В процессе разработки месторождения происходит уменьшение пластового давления, а это ведет к снижению давления во всей системе пласт – скважина – газосборные сети – установка подготовки газа. В итоге давление газа на выходе из УКПГ становится недостаточным для подачи потребителю. С этого момента наступает период компрессорной эксплуатации месторождения с использованием промысловой дожимной компрессорной станции (ПДКС) для сжатия газа, поступающего из УКПГ, до необходимого показателя давления (55 или 75 МПа).

16

В период компрессорной эксплуатации месторождения давление на приеме ПДКС будет снижаться, а степень сжатия газа – возрастать, в результате чего возникнет необходимость увеличения мощности силового привода для сжатия газа и уменьшения подачи одного компрессора. При этом будет увеличиваться количество компрессоров, работающих как последовательно (число ступеней сжатия), так и параллельно. На рис. 2.2 представлены схемы компоновки компрессоров на ПДКС.

Рис. 2.2. Схема компоновки компрессорных агрегатов на ПДКС: а – одноступенчатая компоновка; б – трехступенчатая компоновка

Снижение давления на приеме ПДКС позволит увеличить дебиты скважин и уменьшить их число, в результате повысятся коэффициенты газоотдачи.

При политропическом процессе сжатия газа в цилиндрах поршневого компрессора мощность силового привода можно определить по формуле

17

m – показатель политропы; P1 и P2 – давление на приеме и выкиде компрессора, МПа; Vц – геометрический объем, описываемый поршнем компрессора за 1 мин, м3; C – объем вредного пространства цилиндра, доли ед.; μп – объемный коэффициент подачи; η – КПД компрессора; z1 и z2 – коэффициенты сверхсжимаемости газа на приеме и выкиде компрессора.

Подача одного компрессора вычисляется по формуле

где Za и Pa – коэффициенты сверхсжимаемости и абсолютное давление в стандартных условиях; Tст и Tп – стандартная темпе-

ратура газа и температура газа в приемном коллекторе, К. Число ступеней сжатия (n) можно определить как

где τ0 – степень сжатия одного компрессора применяемого типа (для поршневых и винтовых компрессоров τ0 = 3…4; для центробежных нагнетателей τ0 = 1,2…1,6 в зависимости от расхода пе-

Число компрессоров, работающих параллельно в одной ступени (при расчете по подаче), можно найти по формулам:

18

где Qг – общий расход перекачиваемого газа; Qi – расход газа,

перекачиваемого одним компрессором в i-й ступени газа. Компрессорные агрегаты ПДКС должны обеспечивать высо-

кую степень сжатия и большую подачу. Кроме того, они должны обладать высоким КПД в широком интервале значений степени сжатия и расхода. При степени сжатия выше 1,67 рекомендуется использовать поршневые компрессоры, при более низких степенях сжатия – центробежные нагнетатели. Перспективны на ПДКС винтовыекомпрессоры.

2.4. Предупреждения гидратообразования при добыче и подготовке газа

Для того чтобы избежать образование гидратов, необходимо устранить хотя бы одно из условий их существования, а именно:

высокое давление;

низкая температура;

наличие свободной влаги в газе.

В соответствии с этим в поток газа вводят ингибиторы гидратообразования, осушают газ от водяных паров, температуру газа поддерживают выше температуры гидратообразования, давление – ниже давления гидратообразования.

Метод снижения давления широко применяется для ликвидации образовавшихся гидратов в стволе скважин, в газопроводах, где температура не понижается в результате разложения гидратов ниже 0 С. Для этого участок, где образовались гидраты, отключается, а газ через продувочные свечи выпускается в атмосферу, продукты распада также выдуваются через одну из свечей. После этого участок включается в работу.

На трубопроводах малой протяженности для предупреждения гидратообразования и разложения уже образовавшихся гидратов используют подогрев открытым огнем, паром, водой или другими теплоносителями подогревают на станциях подогрева.

Наиболее эффективный метод предупреждения гидратообразования – добавки ингибиторов в поток газа. Ввод ингибиторов

19

при уже образовавшихся гидратах снимает давление паров воды, равновесие гидраты – вода нарушается, упругость паров воды над гидратами оказывается больше, чем над водным раствором, что и приводит к их разложению. При этом если гидраты и образуются, то при более низкой температуре. В качестве ингибиторов широкое применение нашли CaCl2, CH3OH, диэтиленгликоль.

Требуемое количество ингибитора включает в себя количество, необходимое для создания его водного раствора заданной концентрации, и количество, необходимое для насыщения газа. Поскольку электролиты имеют упругость паров ниже упругости паров чистой воды, то их содержанием в паровой фазе можно пренебречь. В случае спиртови гликолейэтой величиной пренебречьнельзя.

Удельный расход ингибитора электролита g (г/м3) определяют из соотношения

где W1 и W2 – входные и выходные значения влагосодержания газа, г/м3; C1 и C2 – массовое содержание вводимого и выводи-

мого ингибитора, %.

Содержание C2 определяют по заданному снижению темпе-

ратуры гидратообразования.

Удельный расход летучего ингибитора (метанол) определяют по формуле

где a – отношение содержания метанола в газе, необходимого для его насыщения, к концентрации метанола в жидкости.

20