Промысловая подготовка газа

Промысловая подготовка нефти. Транспорт.

Подготовка газа на газовых и газоконденсатных месторождениях имеет ряд особенностей. Уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки. Для поддержания требуемого давления приходится со временем устанавливать дополнительное оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы). Изменяется во времени и состав добываемого газа по мере падения пластового давления. Растет концентрация легких (до С4) и падает концентрация тяжелых (С5 и выше) углеводородов в газе и газовом конденсате. Общим принципом выбора схемы подготовки и переработки газа является их двухступенчатостъ. На первой ступени проводят промысловую подготовку газа для отделения капельной влаги, для осушки газа и его очистки от азота, углекислого газа и сернистых соединений, а также на газоконденсатных месторождениях — для отделения от газа сырого газового конденсата и его стабилизации, т. е. с целью подготовки газа и газового конденсата к транспорту в крупные центры переработки — ГПЗ и НПЗ.

Газ выносит из скважины взвешенную капельную жидкость (газовый конденсат и воду) и мелкие частицы горной породы, т. е. газ является дисперсной системой с дисперсной жидкой и твердой фазами. Для их отделения применяют физическую сепарацию в гравитационных, инерционных, центробежных и низкотемпературных сепараторах. Выбор типа сепаратора зависит от предъявляемых требований к процессу и от исходных характеристик газового потока. Смесь конденсата и воды со сборных пунктов и сепараторов поступает в разделители — отстойники, где воду отделяют от сырого газового конденсата. Стабилизацию сырого газового конденсата с целью удаления из него наиболее легких углеводородов С3—С5 проводят в стабилизаторах — ректификационных колоннах. Стабильный газовый конденсат должен иметь давление насыщенных паров не более 67—93 кПа (500—700 мм рт. ст.) для его дальнейшей транспортировки в обычных железнодорожных цистернах для бензина.

К природному газу, подаваемому в магистральные газопроводы, предъявляются требования стандартов: газ не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и т. п.; качество газа должно обеспечить его транспорт в однофазном газообразном состоянии, т. е. в газопроводе не должны образовываться углеводородная жидкость, водяной конденсат и газовые гидраты.

Влагосодержание углеводородных газов, воздуха и других газов оценивается абсолютной влажностью, например, в граммах водяных паров на м3 газа и относительной влажностью (в процентах или в долях единицы), а также температурой точки росы (точкой росы).

Присутствие в природном газе влаги во время его транспортировки может приводить к нежелательным явлениям: образованию капельной влаги при компримировании газа, появлению гидратных твердых соединений (микрокристаллов льда), забивающих газопроводы, арматуру и приборы контроля. Поэтому углеводородные и другие газы подвергают осушке, и мерой глубины такой осушки является точка росы — температура, при которой в газе начинает образовываться капельная влага (ГОСТ 20061-84). В борьбе с образованием газовых гидратов широко применяют ингибирование газа (введение ингибитора в поток газа). В качестве ингибиторов широкое применение получили метанол (опасен, ядовит) для борьбы с гидратообразованием и гликоли (диэтиленгликоль и др.) для осушки газа. Для абсорбционной осушки природного и других углеводородных газов можно применять различные поглотители влаги, среди них распространены гликоли в виде высококонцентрированных растворов (99% и более): этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Абсорбционная осушка газа осуществляется в колонных аппаратах — абсорберах. Некоторые показатели качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, приводятся в табл..

Показатели	Климатический район
Умеренный	Холодный
I	II	I	II
Точка росы газа по влаге, °С, не выше		-5	-10	-20
Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше			-5	-10
Содержание, г/м3, не более:
механических примесей	0,003
сероводорода	0,020
меркаптанов	0,036

Летний период I — с 1 мая по 30 сентября и зимний период II — с 1 октября по 30 апреля. Для северных месторождений влагосодержание подаваемого в газопроводы газа должно составлять 0,022 г/м3 (зимний период) и 0,044 г/м3 (летний период), которые соответствуют точкам росы -25° С и -15° С при давлении в газопроводе 5,5 МПа и -23° С и -14° С при давлении 7,5 МПа.

Некоторые показатели качества стабильного газового конденсата для транспортировки железнодорожным транспортом и по трубопроводам даются в табл. 3.

Показатели	Для установок стабилизации	Для промыслов
Температура начала кипения, °С, не ниже
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более:
летний период	67 (500)
зимний период	93 (700)
Содержание, % мае, не более:
воды	0,03	0,5
механических примесей	0,005	0,1
Содержание хлоридов, мг/л, не более		-
Содержание общей серы, % мае.	не нормируется – определение обязательно
Плотность при 20° С, кг/м3	то же

Для полной оценки товарных качеств стабильного газового конденсата необходимо также определить и следующие характеристики: фракционный состав, содержание сернистых соединений, ароматических углеводородов и высококипящих парафиновых углеводородов, температуру застывания и др.

Дата добавления: 2014-01-05