Источники загрязнения и методы подготовки природного газа

2.4 Источники загрязнения  и методы подготовки  природного газа.

Источники загрязнения.

Источниками загрязнения  являются не желательные примеси, например

вода, диоксид  углерода(“кислый газ”) и сероводород(высокосернистый газ). Природный газ называется малосернистым, если он не содержит обнаруживаемых количеств сероводорода. Как диоксид углерода, так и сероводород, соединяясь с водой, образуют кислоты, которые вызывают коррозию деталей газопровода. 
В некоторых случаях газ также содержит тяжелые углеводороды, которые конденсируются, когда газ выходит на поверхность. В коллекторе и во время добычи такой жирный газ может оставаться в газообразном состоянии, однако на поверхности он образует жидкий конденсат. Сухой природный газ состоит преимущественно из метана, он не образует жидкости не в коллекторе, ни на поверхности.  
Конденсат, который находится в жирном газе, отделяется на установках по переработке газа. Эти жидкости можно выделить за счёт охлаждения или абсорбции.

Также источником загрязнения природного газа является механические примеси(песок) Присутствие в газе твердых частиц приводит к износу труб, арматуры, засорении КИП, конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводах, уменьшая их проходное сечение.

Для очистки  от механических примесей используется аппараты двух типов:

1. работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли(масляные пылеуловители)
2. работает по принципу «сухого» отделения пыли(циклонный пылеуловитель).

Вертикальный  масляной пылеуловитель состоит  из 3-х секций:

1. -промывочной;
2. -осадительной;
3. -отбойной.

Пылеуловитель работает след образом:

Очищенный газ  входит в аппарат через патрубок 10, натекая на козырек 9 меняет направление  своего движения. Крупные же частицы мех.примесей пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально при ударе о козырек их скорость гаситься и поддействием силы тяжести они выпадают в масло. далее газ направляется в контакт трубки 4, нижний конец которой расположен в  20-50мм на поверхность газа. При этом газ увлекает за собой масло в контакт трубки, обволакивает взвешенные частицы пыли. В  осадительной секции скорость газа резко снижается, выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным  трубкам 11 стекает в нижнюю. Газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают на дно секции.,затем по дренажной труб пыли 11.Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводный патрубок 7.Оседание на дно пылеуловит шлама период удаляется через  люк 12,загрязненное масло сливается в отстойники, в замен пылеуловитель добавляет очищенное масло по трубе2.Контроль за его уровнем ведется по шкале указательного уровня 3 . 

Циклонный пылеуловитель

   Газ входит в аппарат через патрубок и  попадает в батарею циклонов 3 под  действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются в сторону ударяясь о стенку циклона и попадают 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. 

        
Влияние сероводорода 

Характер  коррозии. Наиболее агрессивный компонент в составе природного газа, вызывающий наиболее интенсивную коррозию, сероводород Н₂S. Характерная черта сероводородной коррозии - растрескивание металла. При наличии сероводорода большинство сталей при напряженном состоянии быстро разрушаются. Воздействие сероводорода на металл, в присутствии воды, приводит к образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого проникает в металл и делает его хрупким и непрочным. При этом с ростом прочности металла на разрыв и текучесть опасность сульфидного растрескивания увеличивается.

Зависимость интенсивности от парциального уравнения. . Основным фактором, определяющим интенсивность коррозии, является парциальное давление сероводорода в газе. Сероводород может вызвать серьёзную прогрессирующую коррозию уже при парциальном давлении 0,00015 МПа и выше. 
 
 

  Влияние воды 

Роль  воды в процессе коррозии. Количество поступающей в скважину воды при заданной концентрации углекислоты в газе предоопределяет кислотность среды. При заданной концентрации СО₂ с увеличением объёма воды в продукции скважины кислотность среды рН снижается, что приводит к заметному снижению интенсивности коррозии. При наличии конденсата в газе с высоким парциальным давлением СО₂ присутствие пластовой воды может усилить интенсивность коррозии.

Зависимость интенсивности коррозии от солевого состава  воды. Интенсивность углекислотной коррозии зависит и от солевого состава воды. Присутствие в воде большого количества гидрокарбонатов ведёт к заметному подщелачиванию среды, снижению количества углекислоты, а, следовательно, и интенсивности коррозии. Воды жесткого характера меньше влияют на углекислотную коррозию, чем щелочные.

Зависимость интенсивности коррозии от органических кислот. В условиях высоких температур и давлений присутствие в пластовой воде органических кислот при наличии в газе углекислоты является одной из основных причин усиления интенсивности коррозии скважинного и промыслового оборудования. 
Еще одним источником загрязнения природного газа являются гидраты. Гидрат-твердое тело, образованным физическим соединением воды и определенным числом молекул газа. Единственное решения для предотвращения гидратообразования-это комплекс условий по температуре и давлению 

Методы  подготовки природного газа

Установки подготовки газа применяются как единый комплекс, состоящий из одной или нескольких технологических линий и оборудования общего технологического назначения.

Для осушки газа принимаются следующие основные типовые способы:

1. абсорбционная осушка (установка абсорбционной осушки);
2. адсорбционная осушка (установка адсорбционной осушки);
3. низкотемпературная сепарация (установка низкотемпературной сепарации).

 

  Выбор способа осушки газа зависит от состава сырья и требований к конечному продукту. Подготовленный газ должен удовлетворять требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения» при использовании его в качестве сырья и топлива или ОСТ 51.40-92 «Газы горючие, природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам» при подаче его в магистральный газопровод.

При недостаточном  давлении газа для ведения технологического процесса осушки газа в «голове» процесса может устанавливаться дожимная компрессорная станция (ДКС), а для подачи газа в магистральный газопровод ДКС может устанавливаться в «хвосте» процесса. 
Проектирование установки осушки газа проводится для каждого конкретного случая, исходя из состава и начального влагосодержания поступаемого сырья, требований к конечному продукту и конструкции аппаратов и включает в себя:

1. определение необходимой точки росы газа по воде;
2. выбор технологической схемы подготовки газа;
3. расчет количества (концентрации) исходного и отработанного растворов осушителя;
4. выбор (расчет) оборудования для блоков осушки и регенерации.

Установка абсорбционной  осушки газа:

 
рис.1 Принципиальная схема  установки абсорбционной  осушки газа 

Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 1, где от него отделяется жидкая фаза и далее поступает в абсорбер 22, где он осушается, контактируя с раствором концентрированного гликоля.

Осушенный газ, пройдя фильтр для улавливания мелкодисперсного гликоля 10, поступает в магистральный газопровод или подается потребителю.

В схему входит колонна регенерации насыщенного  гликоля 23, а также теплообменники 5, 6, 7, насосы 11, 12 и емкостное оборудование 8, 9. 

Установка адсорбционной осушки газа: 
Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 4, где от него отделяется жидкая фаза, далее влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента – твердого вещества, поглощающего пары воды.

Далее осушенный  газ, пройдя фильтр 7 для улавливания уносимых частичек адсорбента, поступает в магистральный газопровод или подается потребителю.

Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12…16 ч) времени. После этого влажный  газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого из газовой сети отбирается сухой газ и направляется в подогреватель 2, где он нагревается до температуры 180…200°С.

Далее газ подается в адсорбер 1, где отбирает влагу  от адсорбента, после чего поступает  в холодильник 8.

Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ  используется для осушки повторно и  т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6…7 ч. После этого в  течение около 8 ч адсорбер остывает.

 
рис.2 Принципиальная схема  установки адсорбционной осушки газа 

Установка низкотемпературной сепарации газа:

Сырой газ со сборного пункта поступает на первую ступень сепарации во входной  сепаратор 1, где от газа отделяется водная фаза и нестабильный углеводородный конденсат. Далее отсепарированный газ поступает в теплообменник 2 типа «газ-газ» для рекуперации холода сдросселированного газа, где охлаждается на 10-15°С и более. Охлажденный газ из теплообменника подают на расширительное устройство (дроссель) 2, после которого его температура вследствие эффекта Джоуля-Томсона понижается еще на 10–20°С. После дроссельного устройства 2 обрабатываемый газ вместе со сконденсировавшейся жидкой фазой поступает в низкотемпературный сепаратор 4, где от него отделяется жидкая фаза (водная и углеводородная), а очищенный от влаги и тяжелых углеводородов (С5+в) холодный газ проходит рекуперативный теплообменник 2 в противотоке с «сырым» газом и далее поступает в газопровод в качестве товарного продукта.

Эффективность охлаждения газа посредством использования  процесса изоэнтальпийного расширения газа с рекуперацией холода может достигать 10-12°С на 1 МПа свободного перепада. Впрыск ингибитора гидратообразования (гли-коли, метанол) предусматривается как перед теплообменником 2, так и перед дросселем в объеме, необходимом для обеспечения безгидратного режима эксплуатации технологического оборудования.

Водная фаза (т.е. водный раствор ингибитора) и  углеводородный конденсат, выделившийся в сепараторе 4, поступают в разделитель 6, где углеводородный конденсат  частично дегазируется. Далее конденсат направляют на установку его стабилизации или закачивают в нефтепровод. Отработанный водный раствор ингибитора гидратообразования направляют на установку регенерации. 
 
рис.3 Принципиальная схема установки низкотемпературной сепарации газа. 

 

Установка адсорбционной осушки газа