Лапидус и др. Газы 2 части

% 2. Первичная переработка углеводородныхгазов.		-201-
г
Отсепарированный газ
дэгL - .	№	ДЭГ
ч
f.
Сырой газ
Конденсат		Конденсат
	УСК
		Гликоль:г
,,Раствор ингибитора

Регенерация

гликоля

§

v Рис. 34. Принципиальная технологическая схема установки низ-

Iкотемпературной сепарации газа: 1, 5, 6 - сепараторы; 2, 3 - рекуперативные теплообменники; 4 - дроссель.

•у	Основные факторы, влияющие на процесс НТС
I
	На эффективность работы установок НТС большое влияние
й	оказывают состав сырьевого газа, температура, давление, эф-
I фективность оборудования и число ступеней сепарации.
	Состав сырьевого газа. Чем тяжелее состав исходной смеси
I	(чем больше средняя молекулярная масса газа), тем выше сте­
	пень извлечения жидких углеводородов. Однако, начиная с
|	средней молекулярной массы около 22, утяжеление состава ис-
	ходной смеси практически не оказывает влияния на степень из­
	влечения компонентов С3 и выше.
I	Для тощих исходных смесей для повышения степени извле-
%	чения жидких углеводородов иногда используют метод сорбции
|	в потоке, т.е. осуществляют впрыск в поток исходной смеси ста-
I	бильного конденсата или других углеводородных жидкостей на
I	некотором расстоянии от сепаратора. Таким образом, произво-
я	дится утяжеление смеси, а, следовательно, и повышается сте-
■	пень извлечения компонентов С3 и выше.
	Влияние температуры. Температуру на установках НТС
	выбирают, исходя из необходимой точки росы, обеспечивающей

-202-

.АЛ. Лапидус, И.А. Голубева, Ф.Г. Жагфаров. ГАЗОХИМИЯ

транспортировку газа по трубопроводу в однофазном состоянии, а в ряде случаев, исходя также из необходимости увеличения степени конденсации пропана и бутанов.

Для легких газов (средняя молекулярная масса не более 22, средняя температура кипения минус 156-133°С) снижение тем­ пературы сепарации от 0 до - 40°С обеспечивает существенный рост степени извлечения конденсатообразующих компонентов.

Для жирных газов (средняя молекулярная масса более 22, средняя температура кипения выше, чем минус 133°С) влияние температуры на степень извлечения жидких углеводородов мало.

Таким образом, чем легче состав исходной смеси, тем более низкая температура требуется для выделения жидких углеводо­ родов на установках НТС для достижения заданной точки росы.

Влияние давления. Давление сепарации определяется давле­ нием в магистральном трубопроводе и в пределах обычно ис­ пользуемых давлений (5-7,5 МПа) мало влияет на степень извле­ чения компонентов С3 и выше. Более важен свободный перепад давления, позволяющий достигать низких температур сепарации.

В период снижения пластового давления эффективность работы установок НТС поддерживается на прежнем уровне пу­ тем ввода дожимного компрессора и внешнего холодильного цикла.

Эффективность оборудования. На эффективность работы установок НТС влияет используемый источник холода. В про­ цессе длительной эксплуатации скважин и при снижении пла­ стового давления замена изоэнтальпийного расширения (дрос­ селирование) на изоэнтропийное (расширение в детандерах) по­ зволяет эффективнее использовать свободный перепад давления и при одном и том же перепаде давления при детандировании потока достигать более низких температур сепарации.

На более поздних стадиях эксплуатации скважин, когда сво­ бодный перепад давления практически отсутствует, на эффектив­ ность работы установок НТС оказывает влияние выбранный хладоагент, его расход в испарителе и поверхность теплообмена.

Число ступеней сепарации. На газоконденсатных месторо­ ждениях при подготовке к транспортировке используют двух- и трехступенчатые схемы НТС.

При одинаковых параметрах (давление и температура по­ следней ступени охлаждения) - чем меньше число ступеней се­

2. Первичная переработка углеводородных газов.

-203-

парации, тем больше выход жидкой фазы и тем меньше содер­ жание углеводородов С5 и выше в товарном газе. Но при одно­ ступенчатой сепарации чрезмерно высоки потери компонентов газа с углеводородным конденсатом. Увеличение ступеней се­ парации повышает четкость разделения газовой и жидкой фаз.

Гидратообразование. Снижение температуры газа приво­ дит к конденсации водяных паров. Наличие в газе воды может привести к образованию гидратов углеводородов. Гидраты за­ бивают трубки теплообменников и коммуникации установок НТС, что может привести к нарушению нормальной работы ус­ тановки и даже к ее аварийной остановке. Для предотвращения гидратообразования в поток газа подают ингибиторы, в качестве которых используются водные растворы гликолей и метанола.

По мере длительной эксплуатации скважин эффективность работы установок НТС снижается по двум причинам:

-уменьшение свободного перепада давления вследствие снижения пластового давления;

-облегчение состава газа.

Следовательно, при длительной эксплуатации месторожде­ ний сепарация газа должна осуществляться при более низких температурах. На практике, наоборот, при длительной эксплуа­ тации установок НТС температура сепарации постоянно повы­ шается при одновременном облегчении состава.

Таким образом, установки НТС имеют следующие недос­ татки:

-зависимость извлечения целевых компонентов при дроссе­ лированных давлении и температуре от состава исходной смеси, и, вследствие этого, снижение эффективности процесса по мере облегчения состава газа и повышения температуры НТС;

-необходимость реконструкции установки с заменой источ­ ника холода после исчерпания свободного перепада давления;

-необходимость применения ингибитора гидратообразова­ ния, что усложняет и удорожает схему процесса по причине введения в схему блока отделения и регенерации ингибитора;

-высокие потери целевых компонентов с товарным газом; -относительно низкие степени извлечения газового конден­

сата, особенно для тощих газов.

К достоинствам установок НТС можно отнести следующие:

-204-

.АЛ. Лапидус, И.А. Голубева, Ф.Г. Жагфаров. ГАЗОХИМИЯ

-низкие капитальные вложения и эксплуатационные расхо­ ды при наличии свободного перепада давления;

-одновременно с сепарацией имеет место осушка газа до точек росы, необходимых для транспортировки газа по магист­ ральным газопроводам.

Установки НТС оправдывают себя на начальных стадиях эксплуатации скважин или на небольших месторождениях, где экономически нецелесообразно строительство более сложных и дорогих установок. Зарубежный опыт свидетельствует о целе­ сообразности замены установок НТС на крупных месторожде­ ниях на установки, основанные на процессах низкотемператур­ ной конденсации, осуществляемых при более низких темпера­ турах (порядка минус 90 - 120°С) с разделением углеводородных смесей на узкие фракции или индивидуальные углеводороды.

Газожидкостные сепараторы

В соответствии с меняющимся дисперсным составом газа и требованиями к его качеству на газоперерабатывающих заводах используются разные по конструкции и эффективности разделе­ ния газожидкостные сепарационные устройства, предназначен­ ные для отделения капельной жидкости (влаги, тяжелых углево­ дородов и примесей ингибиторов). По принципу действия они подразделяются на гравитационные, инерционные (насадочные), центробежные и фильтрующие (рис. 35).

Гравитационные сепараторы бывают вертикальными, го­ ризонтальными или шарообразными. Общим для них является наличие отстойной (осадительной) зоны, где отделение дис­ персных частиц происходит под действием сил тяжести. На входе газа обычно имеются отбойные пластины, а перед выхо­ дом газа из сепаратора - каплеулавливающий сетчатый пакет, сепарирующий мелкие капли от газа за счет инерционных сил (удар о препятствие, резкие повороты газа, трение о поверх­ ность сетки и др.). Внизу сепаратора имеется вынесенный от­ дельно или встроенный сборник уловленной жидкости и пыли. Такой тип сепаратора обычно используют первым по ходу про­ движения газа, в котором содержатся наиболее крупные капли жидкости. В настоящее время гравитационные сепараторы на ГПЗ практически не используют вследствие их высокой метал­ лоемкости и крупных габаритов.

2. Первичная переработка углеводородных газов,

-205-

! 3

Рис. 35. Механические сепараторы:

а - жалюзийные, б - инерционные отбойные,

в- прямоточные центробежные, г - сетчатые,

д- ф и л ь т р а ц и о н н о - с е т ч а т ы е , 1 - входной патрубок, 2 -жалюзийный отбой­ ник вертикальный, 3 - патрубок для выхода

газа, 4 -патрубок для вьшода жидкости, 5 - инерционный отбойник, 6 - регулируе­ мый завихритель, 7 - сборная емкость, 8 - сетчатый отбойник, 9 - гравитацион­ ная секция, 10 - фильтрующая ступень

Инерционные сепараторы насадочного типа представляют собой аппараты, заполненные насадками с развитой удельной поверхностью контакта (от 10 до 500 м2/м3). Улавливание капель происходит вследствие их ударения о поверхность насадки и резких многократных поворотов потока газа в каналах самой насадки.

В качестве насадки используют кольца Рашига, многослой­ ные жалюзи из пластин или уголков, а также сетчатые пакеты из рукавной, вязанной чулочной вязкой сетки из проволоки диа­ метром 0,25 мм. Степень улавливания капель такими сепарато­ рами достигает 99%.

Жалюзийные сепараторы снабжены жалюзийными насад­ ками, представляющими собой пакет криволинейных листов, уложенных с небольшим шагом друг от друга и образующих криволинейные каналы. Газовый поток, содержащий дисперс­ ную жидкую фазу, проходит через эти каналы, на которых за счет инерционных сил осаждаются капли жидкости, стекающие

-206-

..A.JL Лапидус, И.А. Голубева, Ф.Г. Жагфаров. ГАЗОХИМИЯ

по листам в низ аппарата, (сборник жидкости). Эффективность разделения в значительной степени зависит от равномерности кладки жалюзи в пакете. Для достижения этого рекомендуется располагать плоскость отбойного пакета на расстоянии, равном не менее половины максимальной ширины отбойного пакета от входного и выходного штуцеров, что способствует более равно­ мерному распределению газа в сечении отбойной насадки. Жалюзийный сепаратор может улавливать капли жидкости разме­ ром более 20 мкм и обеспечивает пропускную способность по газу до 6,0 млн. м3 в сутки. Инерционные сепараторы более эф­ фективны и компактны, чем гравитационные, но уступают по эффективности центробежным и сетчатым сепараторам.

Фильтрующие сепараторы являются самыми эффективны­ ми в процессе очистки газа от капельной жидкости, их обычно применяют в процессах двухили многоступенчатой сепарации. В волокнистых фильтрующих материалах происходит диффузи­ онное или инерционное слияние капельной жидкости. Фильтры такого типа используют обычно после отделения пленочной и крупнодисперсной жидкости - на второй ступени очистки для отделения тонкодисперсной туманообразной жидкости. Они способны улавливать частицы жидкости диаметром от 0,5 до 10 мкм, не улавливаемые другими типами сепараторов.

На рис. 35 д показана одна из разновидностей данного типа сепараторов. Он имеет три зоны сепарации - входную 1, фильт­ рующие элементы 2 и каплеуловитель 3. Фильтрующие элемен­ ты представляют собой перфорированный патрубок-каркас 3, на котором уложен фильтрующий слой - тонкое стекловолокно, при прохождении через слой которого капли сливаются, укруп­ няются и стекают в сборник.

Диаметр фильтрующих элементов обычно составляет от 50 до 100 мм, а отношение их длины к диаметру - 12-15. Число та­ ких элементов рассчитывают по найденной расчетным путем потребной площади фильтрации для данного расхода газа, обычно оно составляет 30-50 шт. Основной недостаток этих се­ параторов заключается в том, что диаметр волокон и плотность упаковки существенно влияют на характеристики фильтра.

Методы извлечения углеводородов С2-С5 из природных газов

В составе природных газов присутствуют углеводороды СГС5 и выше. Метан - основной компонент газа, используемого

	2. Первичная переработка углеводородных газов.	-207-
I	в быту и в промышленности как топливо. Присутствие этана,
I	пропана, бутана и пентана в газовом топливе нежелательно. В то

iже время они являются ценными химическими соединениями и могут быть использованы для других нужд. Поэтому до подачи

;	природного газа в транспортные магистральные сети из него
?	должны быть удалены углеводороды, называемые в данном слу-

iчае тяжелыми: от этана до пентанов и выше. Извлеченные тяже­ лые углеводороды С 2 - С 5 , так называемый газовый бензин, на­ правляется на установки ГФУ для разделения на индивидуаль­ ные углеводороды либо производства стабильного бензина.

Рассмотренный процесс низкотемпературной сепарации (НТС) предназначен для отделения от газа, в основном, углеводо­ родов С5 и выше, выносимых газом из скважин. Для отделения от газа углеводородов С2-С5 промышленное значение имеют следую­ щие методы: компрессионный (получение нестабильного газового бензина); масляная абсорбция при температуре окружающего воз­ духа (МАУ) либо при пониженной температуре (НТА), низкотем­ пературная конденсация (НТК) и ректификация (НТР).

Взначительно меньшем объеме применяют для этой же це­

ли адсорбцию.

Процессы отбензинивания попутных нефтяных газов про­ водят как две последовательные операции: получение неста­ бильного газового бензина и его стабилизация с одновременным получением рефлюкса - сырья для получения сжиженных газов и индивидуальных углеводородов.

	Компрессионный метод.
	Компрессионный метод основан на сжатии газа с после­
	дующим его охлаждением. При этом тяжелые компоненты газа
j	переходят в жидкое состояние. Оптимальное давление сжатия
5	определяется несколькими факторами: составом исходного газа,
S требуемой степенью извлечения целевых компонентов, энерго-
I	затратами на сжатие и охлаждение и т.п. В большинстве случаев
I	оптимальное давление составляет 2,0-4,0 МПа. Газ обычно сжи-
;	мают с помощью двухили трехступенчатых компрессоров. Для
I'	повышения эффективности работы компрессоров применяют

;межступенчатое охлаждение газа в промежуточных холодиль­ никах и охлаждение стенок цилиндров компрессора. Для сжатия газа используют поршневые и турбокомпрессоры. Первые обычно применяют в области высоких давлений, вторые - при давлениях не выше 4,5 МПа. Турбокомпрессоры имеют боль-

-208-

Лапидус, И.А. Голубева, Ф.Г. Жагфаров. ГАЗОХИМИЯ

шую производительность. Для привода компрессоров исполь­ зуют электродвигатели, газомоторы, паровые или газовые тур­ бины. Наиболее экономичными являются паровые турбины.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания жирных газов, содержащих более 150 г углеводородов G3 и вы­ ше на 1 м3 газа. Недостатком метода является нечеткое разделе­ ние, что приводит к попаданию легких углеводородов в конден­ сат и потере значительной части тяжелых углеводородов с газо­ вой фазой. Поэтому данный метод применяют обычно в комбина­ ции с другими, более эффективными методами отбензинивания.

Принципиальная схема компрессорной установки с порш­ невым трехступенчатым компрессором приведена на рис. 36. Сырой газ под давлением 0,05-0,15 МПа поступает в приемный аккумулятор 1, где оседают капли нефти (из газа, поступающего с промысловых сепарационных установок), компрессорного масла (для газа, поступающего с промысловых компрессорных станций), сконденсировавшихся тяжелых углеводородов и ме­ ханические примеси. В качестве аккумуляторов применяют го­ ризонтальные емкости с отбойными сетками.

Скорость газа в аккумуляторах не превышает 0,3 м/с, что обеспечивает приемлемую степень осаждения. Аккумулятор также служит буферной емкостью для уменьшения пульсации газа, создаваемой поршневыми компрессорами.

Из аккумулятора 1 газ направляется в приемный коллектор цилиндров первой ступени сжатия 4. Компримированный до 0,3-0,5 МПа газ проходит последовательно маслоотделитель 9, холодильник 12 и поступает в сепаратор первой ступени 14. Конденсат из сепаратора первой ступени поступает через регу­ лятор уровня в емкость 21. Несконденсированный газ с верха сепаратора 14 поступает в приемный коллектор второй ступени сжатия 5. Газ, компримированный до 1,2-1,7 МПа, проходит по­ следовательно маслоотделитель 8, холодильник 11 и сепаратор 15. Конденсат второй ступени сжатия содержит более легкие углеводороды (главным образом пропан и бутан), чем конденсат первой ступени. Конденсат из сепаратора 15 направляется в ем­ кость 20, а газ поступает в приемный коллектор цилиндров третьей ступени сжатия 6. Газ, сжатый до 3,8-5,0 МПа, проходит последовательно маслоотделитель 7, холодильник 10 и сепара­ тор 16. Конденсат из сепаратора 16 поступает в емкость 19, а остаточный газ поступает на дальнейшую переработку или в линию сухого газа.

2. Первичная переработка углеводородных газов.

-209-

3

-210-

.АЛ. Лапидус, И.А. Голубева, Ф.Г. Жагфаров. ГАЗОХИМИЯ

Газы выветривания из сборных емкостей отводятся в акку­ мулятор 1. Отстоявшаяся в сепараторах вода дренируется в ка­ нализацию. Конденсат из приемного аккумулятора стекает в сборную емкость 2. Он состоит из углеводородов С5 и выше, загрязнен нефтью и компрессорным маслом. Для очистки этого продукта в установку включают отпарную колонну 13 периоди­ ческого действия. Конденсат закачивают в колонну через тепло­ обменник 17. Колонна снабжена паровым подогревателем. Пары сверху колонны проходят через теплообменник 17, холодильник 18 и накапливаются в емкости 22. Из емкости 22 часть конден­ сата направляется на орошение колонны 13, а избыток откачи­ вается в емкость 21. Жидкость с низа колонны 13 вместе с отра­ ботанным маслом из маслоотделителей 7-9 поступает в емкость 3.

Абсорбционный метод.

Абсорбционный метод отбензинивания газов является наи­ более распространенным на ГПЗ у нас в стране и за рубежом. Метод основан на избирательном поглощении тяжелых компо­ нентов газа жидкими абсорбентами, в качестве которых исполь­ зуют бензин, керосин или солярный дистиллят, чаще всего ке­ росиновую и дизельную фракцию со средней молекулярной массой от 140 до 200. Растворимость компонентов газа в абсор­ бенте увеличивается по мере роста молекулярной массы, повы­ шения давления и понижения температуры. Абсорбцию прово­ дят в колонных аппаратах тарельчатого типа для увеличения площади контакта между жидкостью и газом. Наиболее распро­ странены абсорберы с колпачковыми и ситчатыми тарелками. Абсорбцию проводят обычно при температуре не выше 30-40°С и давлении 1,0-5,0 МПа. Десорбцию проводят при повышенной температуре (160-200°С) и пониженном давлении (0,3-0,5 МПа). Десорбирующим агентом обычно служит острый водяной пар.

Маслоабсорбционный метод (МАУ) - один из основных процессов извлечения из газа тяжелых углеводородов, освоен­ ный в 1913 году (США). На первых порах технологическое оформление процесса было очень простое - установка включала две колонны - абсорбер и десорбер, а в качестве десорбирующе­ го агента применяли насыщенный водяной пар. При этом в аб­ сорбционном процессе извлекали 60-70% фракции С5 и выше. В связи с потребностью в сжиженных газах процесс стали совер-