Обустройство сероводородных и газоконденсатных месторождений

Установки низкотемпературной сепарации

На первых газовых промыслах для подготовки газа к транспорту применяли установки простой сепарации. Такие установки включают в себя первичный сепаратор высокого давления для удаления капельной жидкости и механических примесей, вторичный сепаратор для разделения газожидкостной смеси и устройство для отвода газового конденсата и регулирования процесса дросселирования газа. Установка снабжена несколькими регуляторами уровня и главным дроссельным клапаном; регуляторы служат для спуска воды и вывода газового конденсата из сепаратора. Установки такого типа обычно монтируют при скважинах с небольшим дебетом. При наличии в газе конденсата, наряду с абсорбционной и адсорбционной сушкой, особенно в условиях северных газоконденсатных месторождений, широко применяют низкотемпературную сепарацию (НТС), а при содержании конденсата более 100 см³ в 1 м³ газа применяют также и низкотемпературную абсорбцию (НТА). Для охлаждения газа и газового конденсата при НТС используют два метода: дросселирование газа и применение специальных холодильных машин. Метод дросселирования основан на «дроссель-эффекте», или на эффекте Джоуля – Томсона. Суть этого эффекта заключается в изменении температуры газа при снижении давления на дросселе, то есть на местном препятствии потоку газа.

Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями. Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях принимается давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа определяется экспериментальным путем. Для обеспечения однофазного движения газа по магистральным трубопроводам температура сепарации выбирается с учетом теплового режима работы газопровода.

В зависимости от концентрации сернистых соединений в газах предлагается их условно классифицировать на слабосернистые, малосернистые и высокосернистые.

Слабосернистые – это те газы, в которых концентрация сероводорода и меркаптановой серы не превышает 20 и 36 мг/м³, то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту. Перед подачей в магистральные газопроводы такие газы обрабатывают для доведения их точки росы по воде и углеводородам до норм стандарта. Их не очищают от сернистых соединений.

Малосернистые – это газы, при переработке которых строительство установок производства серы на основе регенерации газов экономически нецелесообразно. Цель обработки газов – доведение в них содержания сернистых соединений, тяжелых углеводородов и воды до норм стандарта. Кислые газы, получаемые при регенерации поглотителей на этих установках, как правило, сжигаются на факелах.

Сернистые газы – это газы, при переработке которых для утилизации газов регенерации строительство установок производства серы экономически целесообразно.

К месторождениям с высоким содержанием сернистых соединений следует отнести те, эксплуатация которых только с целью производства газовой серы экономически целесообразна.

Приведенная классификация газов носит условный характер, и по мере развития техники, технологии и изменения конъюнктуры газ из одной категории кислотности может перейти в другую.

Анализ отечественных и зарубежных технологических схем обустройства сероводородосодержащих месторождений и переработки газа по характеру взаиморасположения заводской (ГПЗ) и промысловой (УКПГ) частей действующих газохимических комплексов позволяет выделить три группы (рис. 12.1) систем подготовки и переработки газа:

1. Централизованная – на одной площадке совмещены промысловая и заводская части комплекса.

2. Децентрализованная, при которой из газа удаляют влагу и конденсат и по газопроводам подают на газоперерабатывающий завод; разновидностью этой системы может быть упрощенная схема сепарации газа на УКПГ с подогревом газа для доведения его в недонасыщенное состояние: затем газ транспортируется на ГПЗ для дальнейшей переработки.

3. Смешанная система – одна или две УКПГ совмещаются с заводской частью, а на других газ готовят по децентрализованной системе.

В зависимости от выбранной схемы подготовки газа на УКПГ и его переработки на ГЗП три перечисленные системы имеют свои особенности.

Рис. 12.1. Классификация схем сбора и обработки сернистых газов:

I – централизованная; II – децентрализованная; III – смешанная

Выбор технологической схемы обустройства сероводородосодержащих месторождений зависит от:

- термодинамических параметров добываемой продукции – давления, температуры;

- дебитов скважин;

- состава добываемой продукции – наличия конденсата Н₂СО₂ и других газов;

- возможности образования и осаждения элементарной серы;

- конфигурации месторождения;

- возможности применения мероприятий по защите окружающей среды;

- близости крупных химических предприятий, транспортных узлов и внешнихкоммуникаций (электроэнергии, воды, пароснабжения и др.);

- наличия площадки, пригодной для строительства газохимического комплекса и т. д.

Экономически предпочтительнее применение централизованной системы обустройства, так как при этом снижается объем строительства установки комплексной подготовки газа и газопроводов, транспортирующих осушенный сероводородосодержащий газ на ГПЗ. Затраты на эти объекты составляют около 30% общей стоимости комплекса. Однако применение этой схемы возможно только при наличии крупных запасов сероводородосодержащего газа в газоносном пласте большой толщины и сравнительно малой площади.

В большинстве случаев на завершающем этапе разработки к газохимическому комплексу подключают новые месторождения и тем самым переходят на смешанную систему обустройства.

Смешанная система обустройства находит применение при разработке группы сероводородосодержащих месторождений с ГПЗ на одном из них.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений возможен также комбинированный вариант обработки, когда холодильные установки строят на промыслах.

Такой вариант обустройства сравним с системой, в которой холодильные установки монтируют на ГПЗ после установок сероочистки (базовый вариант).

При эксплуатации газоконденсатных месторождений по базовому варианту в период наличия избыточного давления газ охлаждается на промысловых установках до минус 10-20 °С. Длительность поддержания указанной изотермы зависит в основном от темпов отбора газа и устьевых параметров скважин. Этот период иногда составляет до 10 лет.

В течение указанного периода газ после заводских установок (по извлечению из газа кислых компонентов тяжелых углеводородов) также подвергается охлаждению до низких температур с применением искусственного холода. При этом часто газ охлаждается до тех же температур, что и на промысловых УКПГ. В данных условиях из него практически не выделяются тяжелые углеводороды. Только для получения точки росы газа по воде минус 10-20 °С приходится использовать дорогостоящий искусственный холод, хотя такую точку росы можно получить на простых абсорбционных установках осушки газа.

Со временем при эксплуатации месторождения происходит снижение значения избыточного давления и, следовательно, повышение температуры сепарации. В результате на заводские установки сероочистки поступают значительные количества тяжелых углеводородов. Это вызывает вспенивание в аминовых абсорберах и связанные с этим осложнения в работе установок очистки газа. Кроме того, повышается расход холода на установке низкотемпературной сепарации, смонтированной после установок сероочистки.

По базовому варианту после исчерпания дроссель-эффекта для защиты продуктопроводов от коррозии на промысле необходимы установки осушки или дополнительная система ингибирования с подогревом газа. При этом извлечение тяжелых углеводородов из газа резко снижается. Это приведет к недонагрузке конденсатопроводов. В то же время в холодное время года в результате охлаждения газа в газопроводе УКПГ – ГПЗ происходит конденсация части тяжелых углеводородов и воды, что увеличивает гидравлические потери в газопроводе. Таким образом, базовый вариант обработки газа не считается оптимальным, так как:

а) при избыточном давлении он предусматривает охлаждение газа до низких температур дважды: на промысловых УКПГ и на ГПЗ после установки сероочистки;

б) при исчерпании дроссель-эффекта на установку сероочистки поступает много тяжелых углеводородов.

В комбинированном варианте промысловой и заводской обработки добываемый газ на промысловых УКПГ подвергается низкотемпературной обработке весь период эксплуатации месторождения – сначала за счет дроссель – эффекта (как это происходит по принятой схеме) и затем – при использовании искусственного холода. При этом на ГПЗ после установок сероочистки не устанавливают НТС. Для получения товарного газа достаточна только его абсорбционная осушка. Это исключит двукратное охлаждение газа до низких температур и попадания тяжелых углеводородов в жидком виде в абсорберы установок очистки.

Применение такого варианта обустройства газоконденсатного комплекса позволило бы при избыточном давлении в 2-3 МПа эксплуатировать комплекс без применения искусственного холода.

Предлагаемый вариант обустройства газоконденсатного месторождения имеет и другие преимущества:

а) на установку сероочистки поступает газ, содержащий тяжелые углеводороды только в газовой сфере, причем он недонасыщен тяжелыми углеводородами, поэтому не потребуется подогрев газа перед установками сероочистки;

б) с газом на установки сероочистки будет поступать меньше примесей ингибиторов коррозии и гидратообразования, что, в свою очередь, уменьшит вероятность вспенивания аминового раствора;

в) при отсутствии тяжелых углеводородов в газе и его низкой точке росы процесс сероочистки можно вести при температуре 15-20 °С, что позволяет повысить абсорбционную емкость раствора амина; за счет снижения температуры возможно также снизить унос абсорбента с очищенным газом;

г) ввиду низкой точки росы газа отпадает необходимость в ингибировании газопровода «промысел – ГПЗ».

Следует отметить, что такая схема подготовки сернистых газов к транспорту может быть особенно эффективной при добыче газов, не содержащих меркаптаны. При наличии в газе меркаптанов схему промысловой обработки газа следует выбрать с учетом технологии переработки газа на ГПЗ.

Дата добавления: 2014-11-06