Особенности абсорбционной осушки газа на юбилейном месторождении

ВВЕДЕНИЕ

Юбилейное газовое месторождение расположено на границе двух административных районов Ямало-Ненецкого автономного округа – Надымского и Пуровского. Для разведки сеноманской залежи в 1969-1971 гг. пробурено 11 скважин. В декабре 1990 года начато эксплуатационное бурение. Номинальная производительность УКПГ по проекту составляет 21 млрд м3 газа в год. Сегодня Юбилейное переживает второе рождение – построена новая установка низкотемпературной сепарации газа.

Природный газ, находясь в продуктивных пластах газовых месторождений, в зависимости от глубины залегания и термобарических условий, имеет различный компонентный состав.

Рисунок 1 – Расположение лицензионных участков ООО «Газпром Добыча Надым»

Как правило, с увеличением глубины залегания пластов в газе возрастает содержание конденсата, т.е. тяжелых углеводородов от пентана и выше, которые в пластовых условиях чаще находятся в паровой фазе, но при снижении давления в потоке добываемого газа в скважине, а позднее и в пласте, испытывают обратную (ретроградную) конденсацию.

В глубоко залегающих пластах могут также присутствовать нефтяные оторочки газоконденсатных залежей и такие залежи относятся к двухфазным.

В газе некоторых месторождений содержатся кислые компоненты: сероводород и углекислый газ, вызывающие сильную коррозию металлов, быстро разрушающую трубопроводы, выполненные из обычной углеродистой стали.  Компонентом пластового газа является также насыщенный водяной пар, количество которого выраженное в граммах на 1 м3, определяет влажность газа. В процессе движения газа в пласте к забою скважины, затем по её стволу на поверхность и далее по газосборным трубопроводам на пункты сбора, газ все время охлаждается, во-первых за счет его дросселирования, во-вторых за счет теплоотдачи в стенки труб, поэтому водяной пар в газе конденсируется в водную фазу, которая при попадании в магистральный газопровод ухудшает его гидравлическое состояние и может привести к образованию кристаллогидратов. Кроме того, поступающий из пласта газ может выносить в своем потоке частицы пород (песок), которые слагают продуктивный пласт, в результате чего в скважинах и газосборных трубопроводах происходит абразивное изнашивание труб, крестовин фонтанной арматуры и особенно запорных органов задвижек, кранов, регуляторов давления, штуцеров, измерительных диафрагм и других устройств.

Таким образом, добываемый природный газ перед подачей его в магистральный газопровод необходимо освободить от жидкой фазы: воды и жидких углеводородов, путем его сепарации, при этом отделяются и мехпримеси, понизить содержание в газе водной и углеводродной паровых фаз, т.е. произвести осушку газа по воде и тяжелым углеводородам, а также удалить

 кислые газы. Степень осушки газа оценивается температурой его точки росы по воде – самой высокой температурой газа, при которой водяной пар в газе становится насыщенным, но при этом еще сохраняется термодинамическое равновесие между паровой (газообразной) и жидкой фазами воды. При дальнейшем понижении температуры газа водяной пар конденсируется в капельную влагу.

1  ПОДГОТОВКА ГАЗОВ К ПЕРЕРАБОТКЕ

газ переработка ректификация конденсация

Газовые месторождения, как и нефтяные, находятся в различных регионах земной поверхности: на суше, под водой озер, морей и океанов.

Наибольшие запасы газа и нефти сосредоточены в России, Саудовской Аравии, США, Иране, Ираке, Мексике и в ряде других стран.

Мировые запасы газа составляют 143 трлн. м3, а нефти – 136 трлн. т. В России основные месторождения газа и нефти сосредоточены в Западной Сибири, Прикаспийской низменности, в бассейне реки Волги, Республике Коми и в ряде других регионов. В последние годы открыты крупные месторождения нефти и газа в Баренцевом море и прибрежных водах Сахалина.

Углеводородные газы, представляющие собой смесь углеводородов, наряду с нефтью, являются исходным сырьем для получения топливных компонентов, нефтехимического синтеза и органического синтеза.

Месторождения природного газа в зависимости от происхождения делят на три группы: чисто газовые, газоконденсатные и газонефтяные.

В чисто газовых месторождениях основным компонентом является метан (от 98 об. % и выше). Месторождения этих газов не связаны с месторождением нефти.

Природный газ – одно из важнейших горючих ископаемых, занимающие ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырье для химической промышленности.

Почти на 90 % он состоит из углеводородов, главным образом метана (СН4). Содержит и более тяжелые углеводороды – этан, пропан, бутан, а также меркаптаны, сероводород и пары воды (вредные примеси), азот и углекислый газ (они бесполезны), полезные примеси гелия и других инертных газов. Энергетическая и химическая ценность природного газа определяется содержанием в нем углеводородов. Метан, содержащийся в природном газе, представляет немалую ценность для химической промышленности. При

неполном его окислении образуется водород, оксид углерода (СО), ацетилен, а на их основе получают альдегиды, спирты, ацетон, уксусную кислоту, аммиак, формальдегид, метанол, хлороформ. Метан служит исходным сырьем для производства сажи. Этан является важнейшим сырьем для пиролиза. Природный газ, а не вода, является главным источником промышленного получения водорода. И все же в основном метан идет на сжигание. Природные газы широко используются для газификации промышленных районов и населенных пунктов.

Синтетические возможности других углеводородов, содержащихся в природном газе, более широкие, чем метана, но их содержание очень мало, и поэтому они не представляют интереса как сырье для органического синтеза.

Очень важно и ценно, что природный газ можно транспортировать на значительные расстояния с относительно небольшими затратами – по газопроводам. Известный район добычи газа в нашей стране – Западно-Сибирская платформа. В числе газовых месторождений в этом районе – Уренгойское, Медвежье, Заполярное и др.

Газы угольных пластов также представляют собой метановые газы и извлекаются при разработке угольных месторождений с целью предотвращения их выделения в горные выработки. В некоторых странах (Бельгии, Германии, Китае и др.) угольный газ используется как топливо. В относительно небольших количествах природные газы содержатся в пористых или трещиноватых породах, вмещающих рудные и нерудные полезные ископаемые, и мешают добыче последних, выделяясь в рудничную атмосферу.

Часть мирового запаса природного газа сосредоточена в виде так называемых газовых гидратов состава М * nН2О (где М – молекула газа, а величина «n» колеблется от 5 до 17) или клатратов. Внешне они напоминают спрессованный снег. Их месторождения существуют в условиях вечной или многолетней мерзлоты и представляют собой потенциальный источник добычи

 газа, сходной с традиционными  способами добычи твердых горючих

 ископаемых. Но пока  газовые гидраты осложняют работы  газодобытчиков Севера – забивают  скважины и трубопроводы, уменьшая  их пропускную способность. Для  борьбы с ними в скважины  закачивают некоторые химикаты  или сжигают часть газа.

В настоящее время газ используется в больших объемах, поэтому особенно актуально создание его резервов. Это привело к решению проблемы хранения газа и его транспортировки в больших объемах.

В газгольдерах хранится лишь минимально необходимый запас газа. Газгольдеры предназначены главным образом для того, чтобы с их помощью регулировать суточные неравномерности потребления газа на производстве. Для компенсации суточной неравномерности газового потребления используют газгольдеры высокого (цилиндрические и сферические) давления от 7104 до 30104 Па и низкого (мокрые и сухие) давления до 4000 Па. Для покрытия сезонной неравномерности газового потребления требуются крупные хранилища. На изготовление газгольдеров, в этом случае, придется расходовать слишком много стали и потребуются значительные площади для их установки. Поэтому компенсацию сезонной неравномерности газопотребления осуществляют с помощью подземных хранилищ, удельный расход металла на сооружения которых в 20-25 раз меньше.

Хранят природный газ в подземных газохранилищах, нередко используя для этого прежние выработки и огромные естественные пещеры. Первое в мире подземное газохранилище было сооружено на базе истощенного газового месторождения в провинции Онтарио (Канада) в 1915 году. В нашей стране подземное газохранилище - Башкатовское на западе Оренбургской области – было введено в эксплуатацию в 1958 году.

Различают два типа подземных газохранилищ: в искусственных выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распространение. Так, в США по состоянию на 2004 год на них

 приходилось лишь 6 % из 371 подземных газохранилищ: 1 – в

 переоборудованной угольной  шахте и 21 – в отложениях каменной  соли. Остальные 349 подземных газохранилищ  относятся к хранилищам второго  типа: из них 305 размещены в отработанных  нефтяных и газовых месторождениях, а 44 – в водоносных пластах.

Широкое использование хранилищ в истощенных нефтегазовых месторождениях объясняется минимальными дополнительными затратами на оборудование подземных газохранилищ, поскольку саму ловушку с проницаемым пластом природа уже «изготовила».

Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. Для закачки используют газомоторные компрессоры.

При отборе газа из хранилища его дросселируют, производят очистку и осушку газа, а затем после замера количества возвращают в магистральный газопровод. Если давление газа в подземном хранилище недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают.

Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его закачкой в хранилище имеет очень большое значение, т. к. в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приемистость скважин.

Оптимальная глубина, на которой создаются подземные газохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины увеличиваются затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, т. к. в хранилище создаются достаточно высокие давления.

Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отбирается.

Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилищ, а активный – это тот объем газа, которым можно оперировать.

По состоянию на 2004 год общий объем природного газа в подземных

газохранилищах США превысил 809 млрд. м3, из которых 329 млрд. м3 (40,6%) составляет активный газ и 480 млрд. м3 – буферный. Общий максимальный темп закачки в подземные газохранилища США составляет 2100 млн. м3/сут., а отбор 1095 млн. м3/сут.

В России в 2004 году объем активного газа в подземных газохранилищах составлял около 61 млрд. м3.

Рисунок 1.1 – Запасы газа РФ

Газонефтяные – попутные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Месторождения этих газов генетически связаны с месторождениями нефти.

Характерной особенностью состава нефтяных попутных газов является наличие в них, кроме метана, этана, пропана бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих попутных нефтяных газах присутствует сероводород, негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы – неон и аргон. Последние содержатся в малых количествах, но являются полезными и нужными для народного хозяйства газами и их выделение представляет промышленный интерес.

Нефть и газ скапливаются в таких участках земной коры («ловушках»), где физические и геологические условия благоприятствуют длительному

 хранению. В нефтяной  залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться 

в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над скоплением нефти в виде «газовой шапки». Состав свободных газов, находящихся непосредственно над нефтью или мигрировавших в выше расположенные коллекторы, может сильно отличаться от состава газов, растворенных в нефти. Состав попутных нефтяных газов, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, значительно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Влиянием растворимости тяжелых углеводородов могут быть объяснены часто наблюдаемые расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и

той же нефтяной скважины. Состав газов сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как Н2S и СО2.

При вскрытии пласта из скважины вначале начинает фонтанировать газ газовой шапки, а затем, по мере падения давления, начинает выделяться газ, растворенный в нефти. В некоторых случаях, когда газ полностью растворен в нефти, он добывается вместе с нефтью. Количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 т добываемой нефти, называется газовым фактором, который для различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м3 до несколько тысяч м3 на 1 т добываемой нефти. Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которой они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины.

Большая часть попутных нефтяных газов относится к «жирным» газам, содержащим кроме метана и С2-С4, тяжелые углеводороды С5+ в количестве

 >50 г/м3. При переработке попутных нефтяных газов, прежде всего, удаляют бензин, т. е. из них выделяют углеводороды, входящие в состав бензина. Полученный таким образом бензин называют газовым, и он является добавкой к товарным бензинам. После отбензинивания попутные нефтяные газы состоят преимущественно из метана, а также небольших количеств этана, пропана и бутанов.

Рисунок 1.2 – Состав природного газа

Нефтяные попутные газы используют в качестве топлива и химического сырья. Энергетическое использование связано с их высокой теплотворной способностью, которая колеблется от 2225 до 3350 кДж/м3 углеводородной части газа. При электрокрекинге из метана образуется ацетилен, при конверсии

 метана перегретым  водяным паром в присутствии  катализаторов образуется смесь  СО и Н2, применяющаяся как сырье во многих органических синтезах. Этан и пропан служат источником получения этилена и пропилена, на основе которых получают полиэтилен и полипропилен. Из пропилена получаю производные акриловой кислоты, акриламид, акрилонитрил, ацетонитрил. Бутаны и пентаны служат источником получения бутадиена и изопрена, на основе которых получают синтетические каучуки. Бутан используют для получения бутиловых спиртов, кетонов и других соединений.

При содержании в газе 5 об. % и более этана и углеводородов С3 и выше месторождения относят к газоконденсатным. Образование газоконденсатных

 месторождений объясняется  растворимостью нефти и газа  под высоким давлением в глубинных  пластах. Плотность газов (этана, пропана) при сверхкритических температурах  под давлением около 75 МПа и  более превышает плотность жидких  углеводородов и поэтому последние  растворяются в сжатом газе. При  разработке газоконденсатных месторождений  давление снижается, и жидкие  углеводороды отделяются от газа  в виде газового конденсата, т. е. в виде жидкой фазы.

Содержание жидких компонентов в газе газоконденсатных месторождений колеблется в широком диапазоне. Количество выделяемого из газа стабильного конденсата при давлении максимальной конденсации (Р - 5 МПа) и - 5 0С (точки росы при подготовке к транспортированию в умеренной и жаркой климатических зон) изменяется от 10 до 700 см3/м3. Конденсаты в основном малосернистые (0,01 - 0,58 % масс.). По фракционному составу кондесаты весьма разнообразны. Температуры выкипания меняются в широких пределах: начало кипения от 25 до 103 0С, конец кипения от 185 до 360 0С и выше. Поэтому газовые конденсаты можно разделить на три основные группы:

1. светлые конденсаты, состоящие в основном из фракций бензина и дизельного топлива;
2. тяжелые конденсаты, в которых содержится более 20% фракций,
3. выкипающих при температуре свыше 3200С;

4. конденсаты, в которых содержатся сероорганические соединения и растворен сероводород.

Газовые конденсаты третьей группы перед транспортировкой подвергают стабилизации, где за счет ректификации отгоняется сероводород, который в последующем используется как сырье для получения серы.

По групповому составу конденсаты различных месторождений могут значительно отличаться. Так, газовые конденсаты Краснодарского и Восточно-Украинского месторождений состоят в основном из ароматических и нафтеновых углеводородов – ценного сырья для производства ароматических

 углеводородов – бензола, толуола, ксилолов.

Газоконденсаты с высоким содержанием парафинов целесообразно направлять на пиролиз, в результате чего получают сырье для получения бутадиена, изопрена.

При переработке газа вводятся понятия:

- сухой газ – газ, состоящий  из метана и этана

- жирный газ – газ, содержащий помимо алканов С1-С4 значительное количество (³ 50 г/м3) паров пентана и высших углеводородов.

Таблица 1.1 - Состав газов природного происхождения (% об.)

Углеводороды, входящие в состав природных газов, условно можно подразделить на три группы.

В I группу входят метан и этан, представляющие собой в нормальных условиях сухой газ, содержание их составляет от 30-98 %.

Во II группу входят пропан, i-бутан и n-бутан. Эти углеводороды в чистом виде при нормальных условиях представляют собой газ, но при повышенном давлении переходят в жидкое состояние. Эта группа углеводородов получила название сжиженные газы.

В III группу входят i-пентан, n-пентан, гексан и более высокомолекулярные углеводороды. При нормальных условиях они – жидкости и входят в состав бензинов.

Сущность газопереработки состоит в удалении из исходного газа кислых компонентов и влаги, а затем в извлечении из этого же газа углеводородов II и III групп.

1.1 Очистка газа от механических примесей

Сырой газ, поступающий на транспортировку, содержит механические примеси – песок, пыль, а после транспортировки и продукты коррозии газопроводов. Если их предварительно не удалить, они, попадая в компрессоры, вызывают усиленный износ поршней, цилиндров, поршневых колец, клапанов и других деталей, а на отбензинивающих установках забивают прорези колпачков на тарелках, загрязняют теплообменники, холодильники и другую аппаратуру.

Кроме механических примесей вместе с газом поступает капельная влага, капельки компрессорного масла, а если это попутный газ – то капельки нефти. Их также надо удалить перед процессом отбензинивания, чтобы предотвратить загрязнение абсорбентов, адсорбентов, а также выпускаемой жидкой продукции.

На заводы, перерабатывающие жирный газ, вместе с газом поступает выпавший конденсат газового бензина. Перед подачей в компрессоры газ должен быть отделен от этого конденсата. Капли бензина, увлекаемые потоком газа, разжижают и смывают смазку компрессорных цилиндров, а при попадании в цилиндры большого количества бензина возможны гидравлические удары и серьезные повреждения.

Для очистки газа от механических примесей, а также капельной влаги, нефти и бензинового конденсата устанавливают сепараторы различных конструкций. За счет уменьшения скорости движения газа, изменения направления потока или возникновения центробежной силы (тангенциальный ввод) газ освобождается от механических примесей, капель воды, масла и конденсата.

1.2 Осушка газа

Все природные и нефтяные газы, добываемые из недр Земли, насыщены водяными парами, так как содержащие газ или нефть горные породы снизу подстилает пластовая вода.

Содержание водяных паров в газе зависит от температуры и давления. При заданных значениях температуры и давления количество водяных паров в единице объема газа не может быть больше предельной (максимальной) величины. Если снизить температуру газа, содержащего максимальное количество водяных паров, то часть их конденсируется. Температура, при которой происходит конденсация водяных паров, содержащихся в газе или воздухе, называется точкой росы. Таким образом, точка росы соответствует максимальному содержанию водяных паров в газе при данном давлении.

Различают абсолютную и относительную влажность газа. Абсолютная влажность (влагосодержание) газа – это масса водяных паров, находящихся в единице объема (г/м3) или единице массы (г/кг).

Относительная влажность – это отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного водяного пара, который мог бы находиться в данном объеме газа при тех же температуре и давлении. Относительную влажность измеряют в процентах или долях

 единицы.

Если газ, насыщенный при данных условиях водяными парами, охладить или изотермически сжать, то из него будет выделяться вода. При определенных сочетаниях температур и давлений выделившаяся вода, контактируя с газом, способна образовывать гидраты – белые кристаллические вещества, похожие, в зависимости от условий образования, на лед или спрессованный снег. Плотность их колеблется в пределах 880-900 кг/м3. Основной каркас (решетка) гидрата состоит из молекул воды, а межмолекулярные промежутки в форме

 клеток, каналов, слоев  заняты молекулами углеводородных газов.

При определенных условиях молекулы углеводородов не могут покинуть полость в кристаллической решетке молекул воды. Гидраты компонентов природных газов имеют формулы: СН4 * 6Н2О; С2Н6 * 8Н2О; С3Н8 * 17Н2О; i-С4Н10 * 17Н2О; H2S * 6H2O; N2 * 6H2O; CO2 * 6H2O. Эти формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям, т. е. таким условиям, при которых все большие и малые полости гидратной решетки заполнены на 100%. В гидратах углеводородных газов обычно большие полости кристаллической водной решетки заполнены жидким пропаном и изобутаном, а малые полости – метаном, этаном, азотом, сероводородом, двуокисью углерода.

Гидраты природных газов – типичные смешанные гидраты, в которых гидратообразователями являются не отдельные углеводороды, а смесь газов. Присутствие Н2S или N2 в смеси природных и нефтяных газов значительно повышает температуру гидратообразования. В то же время наличие в газе H2S и CO2 понижает равновесное давление гидратообразования, причем влияние H2S значительно сильнее, чем CO2. Условия образования смешанных гидратов не совпадают с условиями гидратообразования отдельных компонентов и зависят от состава газа.

Образование гидратов увеличивается с повышением давления и снижения температуры газа. Гидраты могут образовываться на всем пути движения газа от забоя скважины до пункта сбора газа, причем самая неприятная особенность гидратов заключается в том, что они способны образовываться при температурах значительно выше нуля (до +22 0С).

Образование гидратов в трубопроводах или аппаратах, по которым движется влажный газ, возможно лишь при определенном сочетании температур и давлений и наличии свободной воды. Гидраты растут подобно кристаллам и образуют пробки в трубопроводах, в прорезях тарелок и вентилях, если кристаллики гидрата не уносятся с газом.

Гидраты более тяжелых углеводородов, чем метан, образуются при

значительно более низких давлениях. Чем больше молекулярная масса углеводорода, тем ниже критическая температура существования гидрата, и чем больше плотность газа, тем при более низких давлениях (при одной и той же температуре) он образует гидрат.

Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но он может быть эффективен только в пределах промысла, так как газ при течении по газопроводам быстро охлаждается. Введение в газосборную систему ПАВ, образующих на кристаллах гидратов пленки, предотвращает прилипание (адгезию) их к стенкам труб. Кристаллогидраты с ПАВ на поверхности не коалесцируют и легко могут транспортироваться потоком газа, не отлагаясь на стенках труб. Однако самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации уже образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидратообразования – спиртов и гликолей.

Наиболее распространенным ингибитором гидратообразования является метанол. Метанол, введенный в поток газа в распыленном состоянии, поглощает водяные пары и переводит их в спиртово-водный раствор, при этом понижается точка росы газа, что создает условия для разложения гидрата или предупреждает его образование. Спиртово-водный раствор имеет низкую температуру замерзания. Увлекаемый потоком газа жидкий раствор собирается в специальных отстойниках (дриппах) и оттуда выдувается в атмосферу, т. е. безвозвратно теряется.

Гликоли – этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль - после насыщения влагой, отбираемой из газа, отделяются в сепараторах и затем подвергаются регенерации.

В качестве ингибиторов гидратообразования применяют растворы хлористого кальция СаCl2 и хлористого лития LiCl.

Наиболее эффективный способ борьбы с гидратами – осушка газа, при которой резко уменьшается содержание влаги. Точка росы осушенного газа должна быть на 5 - 7 0С ниже, чем самая низкая рабочая температура процесса

отбензинивания или транспортирования газа.

Из выше приведенных особенностей поведения «влажного» газа его осушка перед транспортировкой необходима по следующим показателям:

а) содержащаяся в газе вода при понижении температуры выделяется, собирается в пониженных местах, препятствует движению газа и уменьшает пропускную способность газопровода;

б) при транспортировке газа, которая происходит при повышенном давлении и температуре выше нуля, газы способны образовывать с избыточной влагой кристаллогидраты, которые могут привести к аварии на газопроводах;