Промысловая обработка природного газа

Нефть, Газ и Энергетика

Твердые примеси—это частички глинистого раствора, цемента, породы пласта, продукты коррозии (физико-химического разрушения) и эрозии (механического разрушения) металла обо­рудования. Твердые примеси, которые несет поток газа, могут дви­гаться со скоростями до 10—15 м/с. Кинетическая энергия таких частиц огромна. При ударе частиц о стенки труб и другого обору­дования происходит механическое активное разрушение метал­ла—эрозия оборудования. Известны случаи, когда в течение двух-трех часов образовывались отверстия в изгибах труб с тол­щиной стенок 15—20 мм. Поэтому на промыслах необходима очистка газа от твердых примесей.

Вредные компоненты (углекислый газ СО₂, сероводо­род H ₂ S и органические кислоты) вступают в химическое взаимо­действие с металлами и приводят к активной коррозии оборудова­ния. Возникает опасность разрушения, разрыва оборудования. Следовательно, необходима очистка газа от них.

Парообразная влага, которая всегда содержится в га­зе, при уменьшении давления и температуры потока газа перехо­дит в жидкое состояние—в конденсационную воду (в отличие от пластовой воды). Эта вода корродирует металлы, затрудняет движение газа, занимая часть сечения трубопроводов, образует пробки, может замерзать, образуя ледяные пробки. Вода при оп­ределенных давлениях и температурах образует физико-химиче­ские соединения с газом—гидраты, по внешнему виду похожие на лед или снег. Гидраты частично или полностью заполняют се­чение оборудования, что приводит к уменьшению и даже полному’ прекращению движения газа.

Пластовая вода, поступающая с газом, ведет к тем же осложнениям, что и конденсационная. Высокая минерализация этой воды приводит к более активной коррозии, но затрудняет гидратообразование.

На промыслах необходима осушка газа. К ценным компо­нентам в составе природного газа относятся гелий, этан, пропан-бутановые фракции. До подачи газа в МГ из него выделяют эти компоненты путем переработки газа. Даже сероводород при содержании его в газе более-2—3% —ценный компонент, поскольку из него получают элементарную серу.

Конденсат добывают на газоконденсатном месторождении од­новременно с газом. В промысловых установках при давлениях 4—8 МПа и температурах—15—30 °С из газа выделяют, а затем отделяют нестабильный конденсат. Нестабильный кон­денсат по конденсатопроводу подают на ГПЗ или НПЗ. При от­сутствии конденсатопровода транспортировать нестабильный кон­денсат другими видами транспорта нельзя, так как он находится под достаточно высоким давлением. Поэтому промысловая обра­ботка конденсата заключается в его стабилизации.

Стабилизация конденсата — это процесс одно- или многоступенчатого снижения давления до атмосферного и повыше­ние температуры примерно до 20 °С. При стабилизации из газа вы­деляется газ дегазации. Он состоит в основном из этана и пропан-бутанов. Это ценное сырье для переработки. Поэтому газ дегазации подают на ГПЗ, а если это невозможно, то в газопро­воды, и только в исключительных случаях сжигают на факелах.

Источник

5.4 Промысловая подготовка газа

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов.

Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение.

Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов — снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0.01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования.

5.4.1 Очистка газа от механических примесей

Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:

• работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);
• работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители);

На рисунке 5.12 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций:

• промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла;
• осадительной Б ( от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла;
• отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.

Рисунок 5.12 — Вертикальный масляный пылеуловитель 1 — трубка для слива загрязненного масла; 2 — трубка для долива свежего масла; 3 — указатель уровня; 4 — контактные трубки; 5,6 — перегородки; 7 — патрубок для вывода газа; 8 — скруббер; 9 — козырек; 10 — патрубок для ввода газа; 11 — дренажные трубки; 12 — люк для удаления шлама Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление своего движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек их скорость гасится, и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец которых расположен в 20. 50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в контактные трубки, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли. В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной секции увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент — скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки, и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя. Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7. Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2 . 3 месяца) удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя уровня 3. Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение получили циклонные пылеуловители. Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведена на рисунке 5.13. Газ входит в аппарат через патрубок 2 и попадает в батарею циклонов 3. Под действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда выводятся через патрубок 6. А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится через патрубок 7. В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0.05 мг/м 3 . Рисунок 5.13 — Циклонный пылеуловитель 1 — корпус; 2 — патрубок для ввода газа; 3 — циклон; 4, 5 — перегородки; 6 — патрубок для удаления шлама; 7 — патрубок для вывода газа; 8 — винтовые лопасти

Источник

24,25,26. Сбор и подготовка природного газа на промыслах.

Третий этап добычи нефти и газа – это сбор и подготовка к транспорту скважинной продукции.

Сбор газа, точнее, сбор продукции газовых и газоконденсатных скважин – это технологический процесс внутрипромысловой транспортировки сырого газа от скважин или кустов скважин до установок подготовки его к дальнему транспорту.

Элементы газосборной сети являются общими для разных месторождений и состоят обычно из фонтанных елок, газоотводящих линий (манифольдов, шлейфов), отключающих задвижек, газосборных коллекторов, конденсатопроводов, промысловых газосборных пунктов (ПГСП).

Внутрипромысловые газопроводы обычно подразделяют на шлейфы и газосборные коллекторы, различающиеся диаметрами труб. Газопроводы малого диаметра от одиночных скважин (с внутренними диаметрами 102, 125, 150 мм) или от кустов скважин (с диаметрами 219, 279, 325, реже 426 и 500 мм) называют в газовой промышленности шлейфами, а аналогичные трубопроводы от нефтяных скважин называют выкидными линиями. Газовые потоки с нескольких шлейфов могут объединяться в газосборный коллектор – трубопровод диаметром 325, 426 или 500 мм, ведущий к установкам промысловой обработки сырого газа.

Системы промыслового сбора природного газа.

В зависимости от конфигурации газосборных коллекторов можно выделить индивидуальные системы сбора и групповые.

Индивидуальные схемы бывают трех основных типов:

1. линейная (газосборный коллектор представляет собой одну линию, рисунок 11.1.а);
2. лучевая (коллекторы сходятся в виде лучей к центральному сборному пункту, рисунок 11.1.б);
3. кольцевая (газосборный коллектор огибает площадь газового месторождения, рисунок 11.1.в).

Рисунок 11.1 – Индивидуальные системы сбора и внутрипромыслового транспорта скважинной продукции:

а – линейная; б – лучевая; в – кольцевая;

1- скважина; 2- шлейф; 3 – коллектор; 4 – контур газоносности.

Та или иная схема выбирается в зависимости от формы газоносной структуры, особенностей размещения скважин на месторождении, их числа, а также от требований надежности системы.

Недостатки индивидуальных схем сбора и промысловой обработки газа:

• для обслуживания скважин и прискважинного оборудования требуется значительное количество квалифицированного персонала;
• промысловое оборудование рассредоточено по большой территории, что

приводит к высокой металлоемкости коммуникаций, значительным длинам промысловых дорог и т.д.;

• сложности надежного функционирования систем дистанционного управления технологическим режимом работы скважин и промыслового прискважинного оборудования.

Экономически и технологически более прогрессивными являются групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа.

В этом случае газ со скважин подается по шлейфам на сборные пункты (установки предварительной подготовки газа – УППГ), где проводится замер и первичная сепарация газа. Затем газ подается в систему газосборных коллекторов, из которых поступает на групповой или сборный пункт ГСП (УКПГ), который может совмещаться с головными сооружениями магистрального газопровода. На ГСП газ проходит окончательную очистку и осушку и поступает в МГ. Такая групповая схема называется централизованной (рисунок 11.2.а).

При наличии нескольких УКПГ (рисунок 11.2.б) групповая схема называется децентрализованной (в МГ поступает подготовленный газ с нескольких УКПГ).

Рисунок 11.2 — Групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспорта природного газа:

а – централизованная; б – децентрализованная;

1 — скважина (куст)); 2 – шлейф; 3 – коллектор; 4 – контур газоносности.

?. Классификация и основные сооружения магистральных газопроводов.

Трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа из районов добычи к местам потребления, называются магистральными газопроводами (МГ).

В зависимости от рабочего давления МГ подразделяются на три класса:

• Iкласс – газопроводы высокого давления, выше 2,5 МПа;
• IIкласс – газопроводы среднего давления, 1,2-2,5 МПа;
• IIIкласс – газопроводы низкого давления, ниже 1,2 Мпа.

Магистральные газопроводы имеют ответвления, которые предназначены либо для отвода газа к отдельным попутным его потребителям, либо для приема газа в МГ из расположенных на трассе источников газа – газовых месторождений.

По магистральному газопроводу на начальном участке газ перекачивается за счет естественной энергии пластового давления подключенных месторождений. Дальнейшая транспортировка осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов.

Основными элементами магистрального газопровода являются (рисунок 11.3):

• линейная часть (трубопроводы, система антикоррозионной защиты, линии связи и т.д.);
• головные сооружения, на которых проводится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка и т.д.);
• компрессорные (газоперекачивающие) станции, предназначенные для перекачки газа;
• подземные газохранилища;
• газораспределительные станции;
• вспомогательные сооружения.

Рисунок 11.3 — Схема магистрального газопровода:

2 – газосборная сеть (промысловый пункт сбора газа);

4 – промежуточные компрессорные станции;

5 – газораспределительные станции;

7 – двухниточный переход через водную преграду;

8 – подземное хранилище газа;

9 – отводы от основной магистрали.

Источник