Первичная переработка газа

Содержание

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Первое место в топливной иерархии занимал природный газ. Именно этот углеводород является наиболее пригодным заменителем для заканчивающейся нефти. По существующим оценкам, газ обладает целым рядом преимуществ, которые способствуют росту его потребления. Расширение использование относительно дешевого газа позволяет получать более высокие показатели экономического развития. Он является самым экологически чистым источником энергии. Его запасы намного превосходят запасы нефти и позволят обеспечить потребности современной цивилизации (при сохранении темпов потребления), как минимум еще в течение 250 лет. Нефть и газ являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. На рынке природного газа Россия крупнейший игрок, роль которого в регионе Европы доминирующая. Так для стран Прибалтики, Финляндии, Молдавии, Словакии и Македонии российский газ является единственным. Максимально сидят на отечественной газовой трубе и страны СНГ.В зависимости от поставок российского сырья находятся не только страны Восточной, но и западной Европы. Решающий критерий разработки месторождений - экономический. Надо решить, какое именно из имеющихся месторождений целесообразно и наиболее эффективно разрабатывать. Поэтому так много внимания уделяется способам добычи, обработки и доставки газа 
1. Сбор газа 

Газовый промысел - технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки газа и нефти с целью подготовки их к дальнейшему транспортированию. Сооружения и коммуникации газового промысла условно разделяют на основные и вспомогательные. К основным относятся эксплуатационные, наблюдательные и разведочные скважины, газосборные коллекторы, газовые сборные пункты с технологическим оборудованием промысловой подготовки газа и конденсата компрессорные станции. Вспомогательные сооружения и коммуникации - объекты энергохозяйства, водоснабжения, канализации и связи, механические мастерские, транспортная сеть, автохозяйство, склады и т.д. Количество, характер и мощность промысловых сооружений зависят от геолого-эксплуатационной характеристики месторождения.

Добыча газа на промысле обеспечивается фондом эксплуатационных скважин, число, динамика изменения дебитов и система размещения которых определяются запасами газа, строением и количеством продуктивных горизонтов, размерами и конфигурацией залежи. На площади месторождения скважины располагаются отдельными объектами или кустами из 2-5 скважин. Особенно эффективно кустовое расположение скважин при разбуривании месторождений в северных районах со сложными климатическими и геокриологическими условиями. Фонд эксплуатационных скважин на месторождении не постоянен, его увеличивают по мере разработки залежи для компенсации снижения дебита скважины. Начальные дебиты скважины изменяются примерно от 100 тысяч до 1,5-2 млн. м3 в сутки. Контроль за разработкой месторождения осуществляется на газовом промысле с помощью наблюдательных скважин.

 

 

2. Переработка газа

Промысловая подготовка газа и конденсата к дальнему транспортированию ведётся по двум схемам: децентрализованной и централизованной. При первой полная обработка газа перед подачей в магистральный газопровод осуществляется на газовых сборных пунктах, при второй схеме на сборных пунктах производятся только сбор и первичная сепарация газа, а полный комплекс подготовки осуществляется на головных сооружениях магистрального газопровода. Основные способы обработки природного газа и конденсата на газовых промыслах: низкотемпературная сепарация газа, абсорбция, адсорбция, а также их сочетания. Для транспортирования обработанного газа с газового промысла в период, когда его давление снижается, приближаясь к значению этого параметра в магистральном газопроводе, на головных сооружениях вводится в эксплуатацию головная дожимная компрессорная станция.

Современный газовый промысел характеризуется высоким уровнем автоматизации, позволяющим осуществлять контроль и управление режимами эксплуатации газовых скважин, установок комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ), внутрипромысловой газосборной сети, дожимных компрессорных станций и т.д. Получают распространение автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП), действующие на базе автоматики, вычислительной и управляющей техники, автоматизированных средств сбора информации и обеспечивающие управление газовым промыслом в целом.

Нижний уровень АСУТП осуществляет управление технологическими процессами подготовки и стабилизации газа и газового конденсата на УКПГ (головными сооружениями) и реализуется средствами локальной автоматики и микро-ЭВМ; верхний - автоматизированное управление всем газовым промыслом и входящими в его состав УКПГ(ГС), дожимными компрессорными станциями и другими объектами основного и вспомогательного производства. Управляет всеми объектами газового промысла центральный диспетчер (из центрального диспетчерского пункта), получающий управляющую информацию из информационного вычислительного центра, где функционируют мини-ЭВМ.

Дистанционное управление осуществляется системами промышленной телемеханики. ЭВМ нижнего и верхнего уровней связаны между собой межмашинным обменом. Внедрение АСУТП значительно ускоряет ввод в разработку новых месторождений и повышает технико-экономические показатели работы всего промысла.

Основной источник электропитания газового промысла, расположенного в доступных районах, - линии электропередач (ЛЭП), в труднодоступных - специальные источники питания. Создание газового промысла производственной мощностью 50-100 млрд. м3 в год и более - одно из важнейших направлений развития газовой промышленности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Первичная переработка газа

 

Природные газы от устья скважин до подачи в магистральные газопроводы проходят сложную систему сбора и обработки. Системы сбора продукции скважин включают комплект оборудования, арматуры и коммуникаций, предназначенных для подачи газов от устья скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), головных сооружений (ГС) или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ).

Выбор схемы сбора зависит от запасов, объема и состава (наличие кислых компонентов и тяжелых углеводородов) газа, дебита и устьевых параметров скважин, площади и конфигурации месторождения, числа и характеристики продуктивных пластов и других параметров. В косвенном виде учитываются также способ подготовки газа к транспортированию, требования к качеству товарного газа, мощности технологических установок, наличие поблизости эксплуатируемого или спутникового месторождения и т.д.

Выбор параметров системы сбора связан со способом подготовки газа к транспорту для оптимизации выбора технологической схемы систем сбора и обустройства месторождения, необходимо знать следующие данные:

а) объемы добычи газа (газоконденсатной смеси) по годам разработки месторождения;

б) изменение давления и температуры на устье скважин и перед УКПГ;

в) расположение скважин на площади месторождения и расстояния от них до установок предварительной подготовки газа (УППГ) или (УКПГ);

г) состав добываемого сырья по годам, включая состав конденсата;

л) физико-химическую характеристику пластовой воды (содержание солей, плотность, коррозионную активность и

е) климатические данные (максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы, температуру грунта на разных глубинах и т.д.).

Основные элементы систем сбора продукции газовых скважин -- отдельные трубопроводы и коллекторы, предназначенные для подачи газа от скважин до УКПГ, ТС или ГПЗ.

С началом интенсивного освоения крупных газовых и газоконденсатных месторождений широкое распространение получило групповое подключение скважин к одному внутрипромысловому газопроводу-шлейфу. Это обусловило применение труб среднего и большого диаметров для сооружения промысловых трубопроводов.

Первичные газы поступают на подготовку и переработку непосредственно из недр земли, поэтому технология их переработки зависит от следующих условий:

в процессе эксплуатации скважин пластовое давление постепенно снижается, что отражается на работе установокпо переработке газа;

по мере падения пластового давления существенно изменяется состав добываемого газа по соотношению в нем легких и тяжелых углеводородов (газ облегчается);

как следствие двух предыдущих факторов меняются материальные потоки по технологическим аппаратам установок по переработке газа.

Общим принципом технологических схем переработки газа является их двухступенчатость.

На первой ступени газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй - проходит через ряд технологических установок, где из него выделяются вредные (сернистые соединения) и нежелательные (азот, диоксид углерода, влага) примеси и газовый конденсат (углеводороды от пропана и выше), происходит стабилизация этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением гелия из сухого газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Установки для подготовки газа

Разделение пластовой продукции газоконденсатных месторождений на фракции производится на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и промысловых установках с применением абсорбционных, адсорбционных, хемосорбционньих, конденсационных и других процессов.

Продукцию ГПЗ и промысловых установок условно можно разделить на 5 групп.

В первую группу входят газовые смеси, используемые как топливо. Их основным компонентом является метан. Эти газы содержат также несколько процентов других углеводородов, диоксид углерода, азот и незначительные количества сернистых соединений. Содержание последних регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51.40—83 и техническими условиями.

Одним из основных отличий продукции этой группы является то, что концентрация отдельных углеводородов в них не регламентируется.

Следует отметить, что незначительное количество продукции этой группы используется как сырье для производства метанола, аммиака и т.д.

Вторая группа включает в себя газообразные технически чистые углеводороды и гелий, а также газовые смеси с заданным составом. Эти продукты, как правило, используются для специальных целей.

Третья группа объединяет жидкие углеводороды, в том числе широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропана, сжиженные изо- и н-бутаны, жидкий гелий и т. д. Общим признаком этой группы является то, что в жидком состоянии при 20 °С эти углеводороды находятся при определенном избыточном давлении.

В четвертую группу входят продукты, находящиеся в нормальных условиях в жидком состоянии, такие как газовый конденсат и продукты его переработки.

К пятой группе относятся твердые продукты: канальная сажа, технический углерод и газовая сера.

Очистку газа растворами диэтаноламина сокращенно называют ДЭА-процессом. ДЭА-процесс очистки газов стал широко использоваться в последние годы, поскольку он лишен ряда недостатков, присущих МЭА-процессу(Процесс моноэтаноламиновой очистки углекислого газа).В частности, этот процесс используется для очистки газов, содержащих СОS и СS2, так как образует с ними соединения, легко гидролизующиеся при повышенных температурах с выделением H2S и СО2.

Существует две разновидности ДЭА-процесса — обычный ДЭА-процесс (концентрация ДЭА в растворе 20—25 %, поглотительная способность 0,6—0,8 моль/ моль) и процесс ДЭА-SNPA (концентрация ДЭА в растворе 25—35 %, поглотительная способность 1,0—1,3 моль/моль).

Первый обычно используют при парциальном давлении кислого газа в сыром углеводородном газе 0,2 МПа и выше, второй — при парциальном давлении выше 0,4 МПа.

 

Рис. 1. Принципиальная схема процесса выделения сероводорода из газа раствором диэтаноламина (ДЭА-процесса):

I — абсорбер; 2 — выветриватель; 3 — десорбер; 4 — ребойлер; потоки: I — сырой газ; II — очищенный газ; III — регенерированный абсорбент; IV — полурегенерированный абсорбент; V — насыщенный абсорбент; VI— сероводород; VII— абсорбент на очистку; VIII – регенерированный ДЭА

          Преимущество ДЭА-процесса перед МЭА-процессом заключается в том, что из газа извлекается не только сероводород и диоксид углерода, но также и серооксид углерода, сероуглерод и тиолы.

Режим очистки

• температура газа на входе в абсорбер — не более 35 °С;

• температура абсорбента на входе — не более 40 °С;

• давление в абсорбере 3—5 МПа;

• температура входа абсорбента в десорбер — 85—95 °С;

• температура в ребойлере десорбера — 125—130 °С;

• давление в десорбере — 0,3—0,8 МПа.

Извлекаемая из природного газа смесь кислых газов по объему наполовину и более состоит из сероводорода. Остальное — углекислота, небольшие количества серооксида углерода и углеводороды (метан, этан).

Рис. 2. Схема сбора газа и конденсата

          Для отделения газового конденсата или осушки газа на ГСП применяются установки низкотемпературной сепарации (НТС). Суть ее заключается в использовании энергии высокого давления газа, под которым

он поступает из пласта, для получения низких температур, обеспечивающих глубокое выделение из газа углеводородного конденсата и воды. При достаточно высоком давлении газа можно снизить его температуру за счет дроссельного эффекта.

Поскольку процесс низкотемпературной сепарации газа протекает при температуре —10 °С и ниже, а на установку поступает обычно насыщенный влагой газ, возникают условия для образования гидратов углеводородов. для предотвращения гидратообразования на установках ПТС в поток газа вспрыскивается ингибитор гидратообразования, в качестве которого наиболее часто применяется диэтиленгликоль (ДЭГ). Ингибитор растворяется в воде, имеющейся в газе, и снижает давление паров воды.

 

 

 

 

Заключение

Газовая промышленность на современном этапе характеризуется увеличением удельных затрат на добычу и транспортирование природных газов. Это объясняется вводом в эксплуатацию месторождений в районах многолетнемерзлых пород, их большой удаленностью от районов потребления газа, повышением затрат на геологоразведочные работы и приобретение оборудования и реагентов и т.д. Со времени ввода в эксплуатацию основного оборудования установок комплексной подготовки газа прошло более 20 лет и это оборудование подлежит диагностированию, ремонту и в ряде случаев замене, что также требует определенных затрат.В 2010-2014 гг. вследствие оживления мировой экономики спрос на энергоносители в мире, в том числе на газ стал возрастать. В условиях повышения нефтяных цен происходило общее увеличение стоимости энергетических ресурсов, включая газ. Продолжилась тенденция опережающего роста добычи и потребления газа по сравнению с нефтью, при этом стоимость энергетической единицы газа пока остается существенно заниженной.Все факторы показывают, что необходимо уделять огромное внимание добыче газа и способов его доставки. И использовать современные методы добычи и доставки.