Хранение газа

     2.1.3 Адсорбционный метод 

     Адсорбцией  называется процесс поглощения одного или нескольких компонентов из газовой  смеси твердым веществом - адсорбентом. Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом основан процесс десорбции - выделение из адсорбента поглощенных  им веществ.

     В качестве адсорбентов применяются  пористые твердые вещества, имеющие  большую удельную поверхность - от сотен  до десятков сотен квадратных метров на грамм вещества. Другой важнейшей  характеристикой адсорбентов является их адсорбционная активность (или  адсорбционная емкость) равная количеству целевых компонентов (в масс. %, граммах  и т.п.), которое может быть поглощено  единицей массы адсорбента.

     Адсорбционная активность адсорбентов зависит  от состава газа, давления и температуры. Чем выше молярная масса газа и  давление, а также чем ниже температура, темадсорбционная активность выше.

     В качестве адсорбентов при разделении газовых смесей используют активированный уголь, силикагель и цеолиты.

     Принципиальная  схема отбензинивания газов адсорбционным  методом приведена на рис. 3.

     

     1,2 -адсорберы; 3- подогреватель; 4,5-холодильник; 6- конденсато- сборник;

     Рисунок 3 - Принципиальная схема адсорбционного отбензинивания газовой смеси:

     На  отбензинивание подается газ, от которого предварительно отделена капельная  влага. Это связано с тем, что  попадание капельной жидкости в  слой адсорбента вызывает его разрушение и снижение адсорбционной активности. Пройдя слой адсорбента, например, в адсорбере 1, сырьевой газ очищается от целевых компонентов. Для регенерации адсорбента в адсорбере 2 отбирается поток регенерационного газа III в количестве 15...30 % от расхода сырьевого газа. Регенерационный газ нагревается в подогревателе 3 и поступает в адсорбер 2, где адсорбированные компоненты переходят из слоя адсорбента в нагретый газ. По выходе из адсорбера регенерационный газ охлаждается: сначала потоком отбензиненного газа в холодильнике 4, а затем водой в холодильнике 5. Выпадающий при этом конденсат собирается в конденсатосборнике 6, а отбензиненный газ направляется на доочистку в работающий адсорбер 1.

     По  мере насыщения адсорбента в адсорбере 1 он выводится на регенерацию, а  в работу включается адсорбер 2.

     Для регенерации адсорбента применяют  также пропаривание адсорберов острым водяным паром с последующим  охлаждением выходящего влажного пара и отделением углеводородов.

     Адсорбционный способ отбензинивания углеводородных газов применяют при содержании тяжелых компонентов от 50 до 100 г/м3. 

     2.1.4 Конденсационный метод 

     Сущность  конденсационного метода заключается  в сжижении тяжелых углеводородных компонентов газа при отрицательных  температурах. Применяют две разновидности  конденсационного метода отбензинивания газов: низкотемпературная конденсация (НТК) и низкотемпературная ректификация (НТР).

     Процесс низкотемпературного отбензинивания состоит из 3-х стадий:

     а) компримирования газа до давления 3...7 МПа;

     б) охлаждения сжатого и осушенного газа до температуры -10...-80 oC;

     в) разделения образовавшейся газожидкостной смеси углеводородов на нестабильный газовый бензин и "сухой" газ.

     Две первые стадии процесса при применении НТК и НТР одинаковы. Отличие  между ними заключается в третьей  стадии.

     В схеме НТК (рис. 4) газожидкостная смесь  под давлением 3...4 МПа проходит систему  холодильников 1-3 после чего разделяется  в сепараторе 4. Образовавшийся конденсат  после использования в качестве хладагента в холодильниках 1, 2 подается в деэтанизатор 5, а сухой газ - в газопровод.

     

     1-3- холодильники;4- сепаратор;5- деэтанизатор;6- кипятильник;7- пропановый холодильник; 8- рефлюксная емкость; 9- насос;

     Рисунок 4 - Принципиальная схема получения  деэтанизированного бензина в установке  НТК:

     В конденсате кроме высококипящих  углеводородов (С3Н8 + высшие) присутствуют метан и этан, которые при его  хранении, транспортировании и переработке, являются нежелательной примесью. Метан  и этан отгоняют от углеводородного  конденсата в деэтанизаторе 5 путем  нагрева в кипятильнике 6. Углеводородные пары, отходящие с верха деэтанизатора, частично конденсируются в пропановом холодильнике 7 и направляются в  рефлюксную емкость 8. Отсюда несконденсировавшийся  газ отводится потребителям, а  жидкая фаза насосом 9 закачивается в  верхнюю часть деэтанизатора  в качестве орошения.

     Деэтанизированный нестабильный бензин с низа деэтанизатора  направляют на газофракционирующую  установку.

     В схеме низкотемпературной ректификации в отличие от схемы НТК в  ректификационную колонну (деэтанизатор) поступает вся газожидкостная смесь, образовавшаяся в результате компримирования и охлаждения сырьевого газа. То есть сепаратор 4 из схемы, изображенной на рис. 9.4, исключен.

     Процесс НТК по сравнению с процессом  НТР имеет следующие преимущества:

     1) благодаря предварительному отбору  газовой фазы в сепараторе 4, деэтанизатор  и другие аппараты установки  имеют меньшие размеры;

     2) вследствие относительно небольшого  содержания метана и этана  в сырье деэтанизатора конденсацию  паров в холодильнике 7 можно осуществлять  при сравнительно высоких температурах -5...-10 oC.

     Недостатками  схемы НТК является то, что часть  целевых компонентов теряется с  газом, отбираемым из сепаратора 4. Этот недостаток устраняется более глубоким охлаждением сырьевого газа перед  сепаратором, что требует больших  затрат энергии.

     Считается, что схема НТР наиболее рациональна  при извлечении пропана в пределах 50 % от потенциала, а схема НТР  экономичнее при извлечении свыше 70 % пропана, содержащемся в исходном газе. 

     2.2 Газофракционирующие установки 

     Нестабильный  бензин, получаемый на отбензинивающих  установках методами компрессии, абсорбции, адсорбции и охлаждения (НТК, НТР) состоит в общем случае из углеводородов  от этана до гептана включительно. Это связано с тем, что при  фазовых переходах и сорбции  тяжелые углеводороды увлекают за собой  легкие.

     Поскольку нестабильный газовый бензин не находит  непосредственного применения в  народном хозяйстве из него получают стабильный газовый бензин и технически чистые индивидуальные углеводороды - пропан, бутаны, пентаны, гексан.

     Процесс разделения нестабильного газового бензина на отдельные компоненты называется фракционированием. В основе фракционирования лежит метод ректификации. Поскольку требуется обеспечить четкое разделение исходного сырья на компоненты, температура кипения которых различается незначительно, фракционирование осуществляют в несколько ступеней, на каждой из которых сырье разделяется на два компонента: высококипящий и низкокипящий.

     Процесс разделения двухкомпонентной смеси  ректификацией выглядит следующим  образом. Сырье, которое надо разделить, подается в среднюю часть колонны  на тарелку питания. Введенная в  колонну жидкая смесь стекает  по контактным устройствам в нижнюю часть колонны, называемую отпарной. Навстречу потоку жидкости поднимаются  пары, образовавшиеся в результате кипения жидкости в кубе колонны. В процессе противоточного движения паровая фаза обогащается низкокипящим компонентом, а жидкая - высококипящим.

     Газофракционирующие установки бывают двух типов: одноколонные и многоколонные. Одноколонные установки  называют стабилизационными. Они предназначены  для разделения нестабильного газового бензина на стабильный газовый бензин и сжиженный газ (рис. 5 а). На многоколонных ГФУ из нестабильного бензина выделяют стабильный бензин и фракции индивидуальных углеводородов. Для разделения нестабильного бензина на три компонента требуется две колонны (рис. 5 б): в первой колонне выделяется один целевой компонент, а в следующей - второй и третий. Рассуждая аналогично легко показать, что для разделения смеси на n фракций требуется ( n-1)-на ректификационная колонна. Таким образом, для получения стабильного газового бензина и всех возможных технически чистых углеводородов (пропан, бутаны, пентаны, гексан) требуется 6 колонн.

     

     а- двухкомпонентная; б- трехкомпонентная; в- четырехкомпонентная

     Рисунок 5 - Принципиальные схемы газофракционирования:

     3 Хранение газа 

     3.1 Подземные газохранилища   

        

     Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилище  газа, созданное в горных породах.

     Первое  в мире ПХГ было сооружено на базе истощенного газового месторождения  в провинции Онтарио (Канада) в 1915 г. В нашей стране первое подземное  газохранилище - Башкатовское ПХГ на западе Оренбургской области - было введено  в эксплуатацию в 1958 г.

     Различают два типа ПХГ: в искусственных  выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распространение. Так, в США по состоянию  на 1.09.94 г. на них приходилось лишь 6 % из 371 ПХГ: 1 - в переоборудованной  угольной шахте и 21 - в отложениях каменной соли. Остальные 349 ПХГ относятся  к хранилищам второго типа: из них 305 размещены в отработанных нефтяных и газовых месторождениях, а 44 - в  водоносных пластах.

     Широкое использование хранилищ в истощенных нефтегазовых месторождениях объясняется  минимальными дополнительными затратами  на оборудование ПХГ, поскольку саму ловушку с проницаемым пластом  природа уже "изготовила".

     Принципиальная  схема подземного газохранилища приведена на рис. 6.

     

      1-магистральный газопровод; 2-газопровод-отвод; 3,9- пылеуловители; 4- компрессорная станция; 5- сепаратор; 6- холодильник; 7-маслоотделитель; 8-газораспределительный пункт; 10- установка осушки газа; 11- расходометр;

     Рисунок 6 - Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ:

     Газ из магистрального газопровода 1 по газопроводу-отводу 2 поступает на компрессорную станцию 4, предварительно пройдя очистку в  пылеуловителях 3. Сжатый и нагревшийся  при компримировании газ очищается  от масла в сепараторах 5, охлаждается  в градирне (или АВО) 6 и через  маслоотделители 7 поступает на газораспределительный  пункт (ГРП) 8. На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам.

     Давление  закачиваемого в подземное хранилище  газа достигает 15 МПа. Для закачки, как  правило, используются газомотокопрессоры.

     При отборе газа из хранилища его дросселируют на ГРП 8, производят очистку и осушку газа в аппаратах 9, 10, а затем после  замера количества расходомером 11 возвращают в магистральный газопровод 1. Если давление газа в подземном хранилище  недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают (на рис. 16.4 не показано).

     Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла  перед его закачкой в хранилище  имеет очень большое значение, т.к. в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается  приемистость скважин.

     Оптимальная глубина, на которой создаются подземные  газохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с  увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С  другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, т.к. в хранилище  создаются достаточно высокие давления.

     Подземное хранилище заполняют газом несколько  лет, закачивая каждый сезон несколько  больший объем газа, чем тот, который  отбирается.

     Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный - это тот объем газа, которым можно оперировать.