Промысловая подготовка газа

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде при­месей твердые частицы (песок, окалину), 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. Поэтому его целесообраз­но отделить на промыслах.

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

Для очистки природного газа от механических примесейисполь­зуются аппараты, работающие по принципу:

• «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

• «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).

На рис. 2.3.23 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сфериче­скими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (°т нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддер-

116

Часть I. Основы нефтегазового дела

живается постоянный уровень масла; осадительнои Б (от перегород­ки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.

Рис. 2.3.23. Принципиальная схема вертикального масляного пыле­уловителя: 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 механических примесей, 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 кон-

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 117

тактные трубки (4), нижний конец которых расположен в 20.. .50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой в контактные трубки масло, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли.

В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадаю­щие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным труб­кам (И) 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 рис. 2.3.24. 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/м³.

Для осушки газаиспользуются следующие методы:

• охлаждение;

• абсорбция;

• адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магист­ральном газопроводе, газ охлаждают, дросселируя излишнее давле­ние. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.

118

Часть I. Основы нефтегазового дела

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа произво­дится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Рис. 2.3.24. Принципиальная схема циклонного пылеуловителя: 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

Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью ди-этиленгликоля (ДЭГ) приведена на рис. 2.3.25.

Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер (1). В нижней скруб-берной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и под­нимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по та­релкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в аб­сорбер насосом (2) из емкости (3). Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобож­дается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.

Остальная часть технологической схемы служит для восстановле­ния абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5%

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 119

воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера (1), подогревает­ся в теплообменнике (4) встречным потоком регенерированного рас­твора и направляется в выветриватель (5), где освобождается от некон­денсирующихся газов. Далее раствор снова подогревается в теп­лообменнике (6) и поступает в десорбер — выпарную колонну (7).

Рис. 2.3.25.Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции: 1 — абсорбер; 2, 10, 11 — насосы; 3, 9 — емкости; 4, 6 — тепло­обменники; 5 — выветриватель; 7 — десорбер; 8 — конденсатор-холодильник; 12 — холодильник

Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельча­того типа, в которой из раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150... 160 "С и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор-холодильник (8), где он конденсируется и собирается в емкости (9). Часть полученной воды насосом (10) закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники (6,4), холодильник (12) и поступает в емкость (3).

Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 "С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) —287,4 "С. Диэтиленгликоль понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а триэтиленгликоль— на 40...45. Обе жидкости обладают

120

Часть I. Основы нефтегазового дела

малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию.

Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсор­бента и относительная сложность его регенерации.

Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведе­на на рис. 2.3.26. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента — твердого вещества, поглощаю­щего пары воды, и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного времени (12... 16 ч). После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают

Рис. 2.3.26. Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции: 1,2 — адсорберы; 3 — регулятор давления типа «после себя»; 4 — холодильник; 5 — емкость; 6 — газодувка; 7 — подогреватель газа

и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления типа «после себя» (3) из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходув­кой (6) подается в подогреватель (7), где газ нагревается до температу-

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 121

ры 180...200 "С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник (4). 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 8 ч адсорбер остывает.

Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точки росы менее — 30 "С. В качестве ад­сорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.

Очистка газа от сероводородаосуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от H₂S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Принципиальная схема очистки газа от H₂S методом абсорбции приведена на рис. 2.3.27. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и под­нимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется кон­центрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов: моноэта-ноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина. Темпера­тура кипения при атмосферном давлении составляет соответственно МЭА 172 °С, ДЭА — 268 °С, ТЭА — 277 "С.

Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, со­держащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задер­живаются капли абсорбента.

На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну (2) че­рез теплообменник (3). В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100 °С. При этом происходит разложение соеди­нения сероводорода с абсорбентом, после чего H₂S, содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник (4). В ем­кости (5) сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от се­роводорода и насосом (6) закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.

Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны (2) насосом (7) подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в теплообменнике (3), а затем окончательно остужается в холодильнике (8).

Из полученного сероводорода вырабатывают серу.

122

Часть I. Основы нефтегазового дела

Рис. 2.3.27.Принципиальная схема очистки газа от сероводорода: 1 — адсорбер; 2 — выпарная колонна (десорбер); 3 — теплообменник; 4,8 — холодильники; 5 — емкость-сепаратор; 6,7 — насосы. Работа этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована. Степень очистки газа составляет 99% и выше. Недостатком процесса является относительно большой расход абсорбента.

Очистка газа от углекислого газаобычно производится одновре­менно с его очисткой от сероводорода, т. е. этаноламинами.

При высоком содержании СО₂ (до 12... 15%) и незначительной кон­центрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлени­ем (рис. 2.3.28). Газ, содержащий СО₂, подается в реактор (1), запол­ненный железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой под давлением. Очищенный газ поступает затем в водоотделитель (2) и идет по назначению.

Вода, насыщенная углекислым газом, насосом (3) подается в экс-панзер (4) для отделения СО₂ методом разбрызгивания. Для полного удаления СО₂ вода подается в дегазационную колонну (5), откуда на­сосом (6) возвращается в реактор (1).

Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п.

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 123

Рис. 2.3.28.Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углеро­да под давлением: 1 — реактор; 2 — водоотделитель; 3, 6 — насосы; 4 — экспанзер; 5 — дегазационная колонна