Особенности абсорбционной осушки газа на юбилейном месторождении

Большая часть попутных нефтяных газов относится к «жирным» газам, содержащим кроме метана и С2-С4, тяжелые углеводороды С5+ в количестве

 >50 г/м3. При переработке попутных нефтяных газов, прежде всего, удаляют бензин, т. е. из них выделяют углеводороды, входящие в состав бензина. Полученный таким образом бензин называют газовым, и он является добавкой к товарным бензинам. После отбензинивания попутные нефтяные газы состоят преимущественно из метана, а также небольших количеств этана, пропана и бутанов.

Рисунок 1.2 – Состав природного газа

 

Нефтяные попутные газы используют в качестве топлива и химического сырья. Энергетическое использование связано с их высокой теплотворной способностью, которая колеблется от 2225 до 3350 кДж/м3 углеводородной части газа. При электрокрекинге из метана образуется ацетилен, при конверсии

 метана перегретым  водяным паром в присутствии  катализаторов образуется смесь  СО и Н2, применяющаяся как сырье во многих органических синтезах. Этан и пропан служат источником получения этилена и пропилена, на основе которых получают полиэтилен и полипропилен. Из пропилена получаю производные акриловой кислоты, акриламид, акрилонитрил, ацетонитрил. Бутаны и пентаны служат источником получения бутадиена и изопрена, на основе которых получают синтетические каучуки. Бутан используют для получения бутиловых спиртов, кетонов и других соединений.

При содержании в газе 5 об. % и более этана и углеводородов С3 и выше месторождения относят к газоконденсатным. Образование газоконденсатных

 месторождений объясняется  растворимостью нефти и газа  под высоким давлением в глубинных  пластах. Плотность газов (этана, пропана) при сверхкритических температурах  под давлением около 75 МПа и  более превышает плотность жидких  углеводородов и поэтому последние  растворяются в сжатом газе. При  разработке газоконденсатных месторождений  давление снижается, и жидкие  углеводороды отделяются от газа  в виде газового конденсата, т. е. в виде жидкой фазы.

Содержание жидких компонентов в газе газоконденсатных месторождений колеблется в широком диапазоне. Количество выделяемого из газа стабильного конденсата при давлении максимальной конденсации (Р - 5 МПа) и - 5 0С (точки росы при подготовке к транспортированию в умеренной и жаркой климатических зон) изменяется от 10 до 700 см3/м3. Конденсаты в основном малосернистые (0,01 - 0,58 % масс.). По фракционному составу кондесаты весьма разнообразны. Температуры выкипания меняются в широких пределах: начало кипения от 25 до 103 0С, конец кипения от 185 до 360 0С и выше. Поэтому газовые конденсаты можно разделить на три основные группы:

1. светлые конденсаты, состоящие в основном из фракций бензина и дизельного топлива;
2. тяжелые конденсаты, в которых содержится более 20% фракций,
3. выкипающих при температуре свыше 3200С;

4. конденсаты, в которых содержатся сероорганические соединения и растворен сероводород.

Газовые конденсаты третьей группы перед транспортировкой подвергают стабилизации, где за счет ректификации отгоняется сероводород, который в последующем используется как сырье для получения серы.

По групповому составу конденсаты различных месторождений могут значительно отличаться. Так, газовые конденсаты Краснодарского и Восточно-Украинского месторождений состоят в основном из ароматических и нафтеновых углеводородов – ценного сырья для производства ароматических

 

 углеводородов – бензола, толуола, ксилолов.

Газоконденсаты с высоким содержанием парафинов целесообразно направлять на пиролиз, в результате чего получают сырье для получения бутадиена, изопрена.

При переработке газа вводятся понятия:

- сухой газ – газ, состоящий  из метана и этана

- жирный газ – газ, содержащий помимо алканов С1-С4 значительное количество (³ 50 г/м3) паров пентана и высших углеводородов.

 

Таблица 1.1 - Состав газов природного происхождения (% об.)

Вид газа	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12 и выше	СО2, N2, H2, He
Природный Газоконденсатных месторождений Попутный	98,9 30,8   84,7	0,3 7,8   4,6	0,2 21,5   1,6	0,1 20,4   0,8	- 19,8   1,9	0,5 -   6,4

 

Углеводороды, входящие в состав природных газов, условно можно подразделить на три группы.

В I группу входят метан и этан, представляющие собой в нормальных условиях сухой газ, содержание их составляет от 30-98 %.

Во II группу входят пропан, i-бутан и n-бутан. Эти углеводороды в чистом виде при нормальных условиях представляют собой газ, но при повышенном давлении переходят в жидкое состояние. Эта группа углеводородов получила название сжиженные газы.

В III группу входят i-пентан, n-пентан, гексан и более высокомолекулярные углеводороды. При нормальных условиях они – жидкости и входят в состав бензинов.

Сущность газопереработки состоит в удалении из исходного газа кислых компонентов и влаги, а затем в извлечении из этого же газа углеводородов II и III групп.

 

1.1 Очистка газа от механических примесей

 

Сырой газ, поступающий на транспортировку, содержит механические примеси – песок, пыль, а после транспортировки и продукты коррозии газопроводов. Если их предварительно не удалить, они, попадая в компрессоры, вызывают усиленный износ поршней, цилиндров, поршневых колец, клапанов и других деталей, а на отбензинивающих установках забивают прорези колпачков на тарелках, загрязняют теплообменники, холодильники и другую аппаратуру.

Кроме механических примесей вместе с газом поступает капельная влага, капельки компрессорного масла, а если это попутный газ – то капельки нефти. Их также надо удалить перед процессом отбензинивания, чтобы предотвратить загрязнение абсорбентов, адсорбентов, а также выпускаемой жидкой продукции.

На заводы, перерабатывающие жирный газ, вместе с газом поступает выпавший конденсат газового бензина. Перед подачей в компрессоры газ должен быть отделен от этого конденсата. Капли бензина, увлекаемые потоком газа, разжижают и смывают смазку компрессорных цилиндров, а при попадании в цилиндры большого количества бензина возможны гидравлические удары и серьезные повреждения.

Для очистки газа от механических примесей, а также капельной влаги, нефти и бензинового конденсата устанавливают сепараторы различных конструкций. За счет уменьшения скорости движения газа, изменения направления потока или возникновения центробежной силы (тангенциальный ввод) газ освобождается от механических примесей, капель воды, масла и конденсата.

 

 

 

 

1.2 Осушка газа

 

Все природные и нефтяные газы, добываемые из недр Земли, насыщены водяными парами, так как содержащие газ или нефть горные породы снизу подстилает пластовая вода.

Содержание водяных паров в газе зависит от температуры и давления. При заданных значениях температуры и давления количество водяных паров в единице объема газа не может быть больше предельной (максимальной) величины. Если снизить температуру газа, содержащего максимальное количество водяных паров, то часть их конденсируется. Температура, при которой происходит конденсация водяных паров, содержащихся в газе или воздухе, называется точкой росы. Таким образом, точка росы соответствует максимальному содержанию водяных паров в газе при данном давлении.

Различают абсолютную и относительную влажность газа. Абсолютная влажность (влагосодержание) газа – это масса водяных паров, находящихся в единице объема (г/м3) или единице массы (г/кг).

Относительная влажность – это отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного водяного пара, который мог бы находиться в данном объеме газа при тех же температуре и давлении. Относительную влажность измеряют в процентах или долях

 

 единицы.

Если газ, насыщенный при данных условиях водяными парами, охладить или изотермически сжать, то из него будет выделяться вода. При определенных сочетаниях температур и давлений выделившаяся вода, контактируя с газом, способна образовывать гидраты – белые кристаллические вещества, похожие, в зависимости от условий образования, на лед или спрессованный снег. Плотность их колеблется в пределах 880-900 кг/м3. Основной каркас (решетка) гидрата состоит из молекул воды, а межмолекулярные промежутки в форме

 

 клеток, каналов, слоев  заняты молекулами углеводородных газов.

При определенных условиях молекулы углеводородов не могут покинуть полость в кристаллической решетке молекул воды. Гидраты компонентов природных газов имеют формулы: СН4 * 6Н2О; С2Н6 * 8Н2О; С3Н8 * 17Н2О; i-С4Н10 * 17Н2О; H2S * 6H2O; N2 * 6H2O; CO2 * 6H2O. Эти формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям, т. е. таким условиям, при которых все большие и малые полости гидратной решетки заполнены на 100%. В гидратах углеводородных газов обычно большие полости кристаллической водной решетки заполнены жидким пропаном и изобутаном, а малые полости – метаном, этаном, азотом, сероводородом, двуокисью углерода.

Гидраты природных газов – типичные смешанные гидраты, в которых гидратообразователями являются не отдельные углеводороды, а смесь газов. Присутствие Н2S или N2 в смеси природных и нефтяных газов значительно повышает температуру гидратообразования. В то же время наличие в газе H2S и CO2 понижает равновесное давление гидратообразования, причем влияние H2S значительно сильнее, чем CO2. Условия образования смешанных гидратов не совпадают с условиями гидратообразования отдельных компонентов и зависят от состава газа.

Образование гидратов увеличивается с повышением давления и снижения температуры газа. Гидраты могут образовываться на всем пути движения газа от забоя скважины до пункта сбора газа, причем самая неприятная особенность гидратов заключается в том, что они способны образовываться при температурах значительно выше нуля (до +22 0С).

Образование гидратов в трубопроводах или аппаратах, по которым движется влажный газ, возможно лишь при определенном сочетании температур и давлений и наличии свободной воды. Гидраты растут подобно кристаллам и образуют пробки в трубопроводах, в прорезях тарелок и вентилях, если кристаллики гидрата не уносятся с газом.

Гидраты более тяжелых углеводородов, чем метан, образуются при

значительно более низких давлениях. Чем больше молекулярная масса углеводорода, тем ниже критическая температура существования гидрата, и чем больше плотность газа, тем при более низких давлениях (при одной и той же температуре) он образует гидрат.

Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но он может быть эффективен только в пределах промысла, так как газ при течении по газопроводам быстро охлаждается. Введение в газосборную систему ПАВ, образующих на кристаллах гидратов пленки, предотвращает прилипание (адгезию) их к стенкам труб. Кристаллогидраты с ПАВ на поверхности не коалесцируют и легко могут транспортироваться потоком газа, не отлагаясь на стенках труб. Однако самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации уже образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидратообразования – спиртов и гликолей.

Наиболее распространенным ингибитором гидратообразования является метанол. Метанол, введенный в поток газа в распыленном состоянии, поглощает водяные пары и переводит их в спиртово-водный раствор, при этом понижается точка росы газа, что создает условия для разложения гидрата или предупреждает его образование. Спиртово-водный раствор имеет низкую температуру замерзания. Увлекаемый потоком газа жидкий раствор собирается в специальных отстойниках (дриппах) и оттуда выдувается в атмосферу, т. е. безвозвратно теряется.

Гликоли – этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль - после насыщения влагой, отбираемой из газа, отделяются в сепараторах и затем подвергаются регенерации.

В качестве ингибиторов гидратообразования применяют растворы хлористого кальция СаCl2 и хлористого лития LiCl.

Наиболее эффективный способ борьбы с гидратами – осушка газа, при которой резко уменьшается содержание влаги. Точка росы осушенного газа должна быть на 5 - 7 0С ниже, чем самая низкая рабочая температура процесса

 

отбензинивания или транспортирования газа.

Из выше приведенных особенностей поведения «влажного» газа его осушка перед транспортировкой необходима по следующим показателям:

а) содержащаяся в газе вода при понижении температуры выделяется, собирается в пониженных местах, препятствует движению газа и уменьшает пропускную способность газопровода;

б) при транспортировке газа, которая происходит при повышенном давлении и температуре выше нуля, газы способны образовывать с избыточной влагой кристаллогидраты, которые могут привести к аварии на газопроводах;