Главная
АИ #13 (248)
Статьи журнала АИ #13 (248)
Основные ступени при подготовке попутного газа на дожимной компрессорной станции

Основные ступени при подготовке попутного газа на дожимной компрессорной станции

Научный руководитель

Рубрика

Нефтяная промышленность

Ключевые слова

мероприятия
эффективность
компрессорная станция
подготовка газа
осложнения
успешность
показатели

Аннотация статьи

В статье рассматриваются адсорбционной осушки газа на компрессорной станции газового месторождения, ее технологическая схема при работе.

Текст статьи

При подготовке газа и при ее сушке, воду из газа, как и любой другой компонент, можно удалять физическим методом (адсорбцией, абсорбцией, мембранами, конденсацией (холодом)), химическими методами (CaCL2 и пр.) и их бесконечными гибридами. Коммерческое применение нашли следующие способы, расположенные в данном списке в порядке убывания популярности:

  • Абсорбция – гликолевая осушка.
  • Адсорбция – цеолиты, силикагели или активированный алюминий.
  • Конденсация – охлаждение с впрыском ингибиторов гидратообразования (гликолей или метанола).
  • Мембраны – на основе эластомеров или стеклообразных полимеров.
  • Химический метод – гигроскопичные соли обычно хлориды металлов (CaCL2 и пр.).

Подавляющее количество установок в мире основаны на первых двух способах. Промысловая подготовка газов к дальнему транспорту осуществляется в настоящее время по двум основным (и конкурирующим между собой) технологиям [1, с. 35].

Адсорбционная осушка – это поглощение вещества поверхностью твердого поглотителя, называемого адсорбентом. На установках адсорбционной осушки газа основным аппаратом является адсорбер. Его работа, состоит из трех периодов: осушки газа, регенерации и охлаждения адсорбента. Для осуществления непрерывного процесса необходимо, чтобы на установке было как минимум два аппарата: в одном проводится осушка газа, в другом – тепловая регенерация адсорбента и затем его охлаждение. Данный метод осушки газа происходит с использованием твердых сорбентов влаги – силикагеля, цеолитов, молекулярных сит и др. [2, с. 102].

Основные преимущества адсорбционного метода осушки газа: Продолжительный срок службы адсорбента; В широком диапазоне технологических параметров достигается низкая точка росы; Изменение температуры и давления не оказывает существенного влияния на качество осушки; Процесс отличается простотой и надежностью. Недостатки: Большие капитальные вложения; Высокие эксплуатационные затраты; Загрязнение адсорбента и частая его замена или очистка; Отсутствие надежности непрерывного цикла технологического процесса. Адсорбционные установки осушки газа применяются для глубокой осушки газа (температура точки росы по воде -40°…-100°С) в составе криогенных заводов [3, с. 15].

Одним из свойств адсорбционных установок является принципиальная возможность одновременного удаления и воды и целого ряда примесей (углеводородов, кислых газов и пр.). Использование адсорбционных установок для многокомпонентной очистки газа целесообразно только при низких «следовых» концентрациях удаляемых компонентов (рис. 1).

image.png

Рис. 1. Схема установки адсорбционной осушки газа

Абсорбционная осушка – это избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями – абсорбентами. При этом происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую. Абсорбция – избирательный и обратимый процесс. Переход растворенного вещества из жидкой фазы в паровую или газовую называется десорбцией. Обычно оба процесса объединяются в один производственный процесс. Абсорбционная осушка осуществляется с применением концентрированных водных растворов гликолей: диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), в меньшей степени этиленгиколь [4, с. 62].

Основные преимущества абсорбционного метода осушки газа:

  • Не высокие перепады давления.
  • Низкие эксплуатационные расходы.
  • Возможность осушки газов с высоким содержанием веществ, разрушающих твёрдые сорбенты.

К недостаткам данного способа относят:

  • Необходимость повышения температуры газа выше 40°С.
  • Средний уровень осушки.
  • Возможность вспенивания поглотителей.
  • Оборудование для гликолевой осушки.

Стандартная гликолевая осушка состоит из двух основных блоков:

  • абсорбера тарельчатого или насадочного типа.
  • блока регенерации гликоля.

Основная область применения таких установок – подготовка газового потока для транспортировки по трубопроводам, или же в качестве предварительной ступени перед установками адсорбционной осушки. Методы осушки гликолями обеспечивают требования «СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам». Типовые установки гликолевой осушки газа позволяют достигать температуры точки росы в диапазоне -10°…-20°С. Существуют более продвинутые (и более дорогие) модификации гликолевых осушек, основанных на процессах известных под названиями, данными им изначальными патентообладателями – такими как Drizo, Coldfinger и прочими, и позволяющие достигать ТТР до -80°С. Сравнение адсорбционной и абсорбционной технологий показывает, что их технико-экономические показатели довольно близки и оба варианта технологии осушки газа могут использоваться в промысловых условиях практически одинаково успешно (рис. 2).

image.png

Рис. 2. Технологическая схема осушки природного газа

Сырой газ из скважины подают на первичную сепарацию в сепаратор 1, где от газа отделяется капельная влага, после чего газ с унесенной со стадии первичной сепарации капельной влагой, содержащей растворенные в ней соли, подают в контактор 2, где осуществляется его контактирование с отпаренной и сконденсированной на стадии регенерации водой. Далее газ поступает на сепарацию в сепаратор 3, а затем на осушку в абсорбер 4. Насыщенный влагой абсорбент из абсорбера 4 подают на регенерацию в регенератор 5. Сухой газ поступает в магистральный трубопровод. Регенерация абсорбента осуществляется методом ректификации. Выделенные из абсорбента пары влаги конденсируются в холодильнике 6 и попадают в контактор 2, a регенерированный абсорбент подают на осушку газа в абсорбер 4.

На нефтегазовых месторождениях по всему миру ртуть можно обнаружить в сырьевых потоках, отбираемых с устьев добывающих скважин. Она приводит к загрязнению потоков природного газа, СПГ, СНГ и конденсата. Концентрации ртути могут составлять до нескольких миллиграммов на кубический метр. Присутствие ртути может вызывать сильнейшую ртутную коррозию алюминиевого оборудования и трубопроводов, применяемых на криогенных установках (как правило, предназначенных для извлечения ШФЛУ или получения СПГ). Ртуть также повреждает измерительные приборы и регулирующую арматуру, содержащие цветные металлы за счет образования амальгамы. Ртуть также необходимо удалять из-за ее токсичности и отравляющего воздействия на катализаторы, используемые на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах. Как правило, ртуть удаляется вплоть до ее содержания в подготовленном газе в пределах млрд посредством специальных нерегенеративных адсорбентов. Существует два основных вида указанных адсорбентов [5, с. 41].

Поток, который проходит через мембрану, называется пермеатом, а задержанный – ретентатом. Сырьевой поток подается в мембранный модуль с определенной скоростью. Конструкция мембраны такова, что одни компоненты проходят через нее быстрее, другие – более медленно. То есть скорость потока будет меняться по поверхности мембраны в зависимости от координаты его нахождения. На выходе из модуля мы получаем: пермеат – содержит все ненужные примеси, в том числе и диоксид серы, сероводород, сероуглерод, меркаптаны, воду, соли и т. п.; ретентат – очищенный газ, подготовленный к подаче в магистральную сеть. В мире нефтехимическая промышленность широко использует пермеат как ценное сырье в различных технологических процессах, на (рис. 3).

image.png

Рис. 3. Мембранные установки подготовки газа

Мембранные процессы разделения основываются на различной проницаемости того или иного компонента газообразной среды.

Список литературы

  1. «Дополнение к тех. схеме разработки Харампурского месторождения (за исключением пластов Т, ПК1, ВБ1 и НБ1)», ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, 2019 г. (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 7799 от 12.12.2019).
  2. Пересчет запасов нефти, газа и конденсата, и ТЭО КИН Харампурского месторождения / ООО «РН-УфаНИПИнефть»; рук. Новиков А.П., Кутузов А.П. Уфа, 2012 г.
  3. РД 39-0148311-605-86. «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов», 1987.
  4. ВНТП 01/87/04-84 «Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с применением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологического проектирования».
  5. ВНТП 03/170/567-87 «Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса».

Поделиться

22

Шабалин А. Д. Основные ступени при подготовке попутного газа на дожимной компрессорной станции // Актуальные исследования. 2025. №13 (248). URL: https://apni.ru/article/11616-osnovnye-stupeni-pri-podgotovke-poputnogo-gaza-na-dozhimnoj-kompressornoj-stancii

Обнаружили грубую ошибку (плагиат, фальсифицированные данные или иные нарушения научно-издательской этики)? Напишите письмо в редакцию журнала: info@apni.ru

Похожие статьи

Актуальные исследования

#13 (248)

Прием материалов

29 марта - 4 апреля

осталось 3 дня

Размещение PDF-версии журнала

9 апреля

Размещение электронной версии статьи

сразу после оплаты

Рассылка печатных экземпляров

23 апреля