Плотность природного газа

запасов газа и срока разработки месторождения; 

потребностей  в различных компонентах газа. 

Для обработки  газа чисто газовых месторождений  используют абсорбционный или адсорбционный  метод осушки с целью предотвращения образования гидратов в магистральных  газопроводах. При обработке газа газоконденсатных месторождений необходимо, кроме обеспечения точки росы по воде, извлекать конденсат и другие компоненты, являющиеся сырьем для химической и нефтеперерабатывающей промышленности. 

С целью  более полного извлечения конденсата, пропан-бу-тановой фракции и этана  применяют абсорбционный и адсорбционный способы, а также метод низкотемпературной конденсации (до минус 90—120 °С). При содержании конденсата более 100 см3 в 1 м3 газа используют низкотемпературную абсорбцию с применением углеводородного конденсата в качестве сорбента. 

На газовых и газоконденсатных месторождениях, в продукции которых содержится H2S, методы промысловой обработки газа предусматривают очистку газа от сероводорода и углекислоты. Кроме того, в специальных установках из него извлекается сера, как правило, с помощью процесса Клаусса. 

5.2.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ  СХЕМЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ  ГАЗА С ПОМОЩЬЮ НТС 

Принципиальная  технологическая схема низкотемпературной сепарации приведена на рис. 5.3. Сырой  газ из скважины поступает на установку  комплексной подготовки (УКПГ), где  после предварительного дросселирования (или без него) направляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения от капельной жидкости. Затем газ направляется в теплообмен- 

312 

 ёЁО. 5.3. _iAxl6l6„E~AOftu ОхАЙ cpie: 

I — газ сырой; II — газ осушенный; III - конденсат нестабильный; IV -конденсат стабильный; V -газ топливный; VI - гликоль насыщенный; VII -гликоль регенерированный; VIII - клапан регулирующий; IX - штуцер регулирующий; X - диафрагма замерная; XI – счетчик; XII — газ выветривания 

  

 ник  5 для охлаждения газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора 7. Оттуда газ через эжектор 6 или штуцер поступает в низкотемпературный сепаратор 7, в котором в результате понижения температуры в теплообменнике и на штуцере (эжекторе) из него выделяется жидкость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает продукцию скважины и направляется в промысловый газосборный коллектор. 

Нестабильный  конденсат и водный раствор ингибитора (например, диэтиленгликоля - ДЭГ), предотвращающий гид-ротообразование, из сепаратора первой ступени 3 поступают в конденсатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разделение конденсата и водного раствора ДЭГ. Затем конденсат под своим давлением через теплообменник 9 подается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор ДЭГ направляется через емкость 11 и фильтр 12 для очистки от механических примесей в регенера-ционную установку 13, после чего регенерированный гликоль из установки с помощью насоса 19 подается в шлейфы для предотвращения образования гидратов в них. 

Поток нестабильного углеводородного  конденсата и водного раствора ДЭГ  направляется в разделительную емкость 15 через межтрубное пространство теплообменников, где охлаждает нестабильный конденсат, поступающий из емкости 10 для впрыскивания в газовый поток. Водный раствор гликоля через фильтр поступает в установку регенерации 14, после чего насосом 19 подается в газовый поток перед теплообменником 5. Конденсат из разделительной емкости 15 направляется через межтрубное пространство теплообменника 18 в деэтанизатор 16. Установка деэтанизации состоит из тарельчатой колонны, печи и теплообменника. Заданная температура в нижней части деэтанизатора поддерживается с помощью теплообменника 18, в котором стабильный конденсат (нижний продукт деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры 160 "С, отдает тепло насыщенному конденсату, поступающему из емкости 15. Охлажденный стабильный конденсат подается в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного нестабильного конденсата на верхнюю тарелку стабилизатора. В этом случае деэтанизатор работает в режиме абсорбционно-отпарной колонны. 

Если  предусматривается транспортирование  конденсата в железнодорожных цистернах, то стабилизация его осуществляется в ректификационной колонне, работающей в режиме либо частичной, либо полной дебутанизации. 

314 

 Газ  выветривания (дегазации) из емкости  15 и газ деэтани-затора 16 через  штуцер поступают в общий поток.  Если давление недостаточно, то  предусматривают установку компрессора 8. Газ дегазации из емкости 10 также возвращается в общий поток под своим давлением. Периодический контроль за дебитами газа и жидкости осуществляется с помощью сепаратора 1, на выкидной линии которого установлены замерная диафрагма и конденсатосборник-разделитель 2 со счетчиками. 

Если  на устье скважины температура газа достаточно высока и на его пути до газосборного пункта гидраты не образуются, то схема подготовки газа упрощается. 

На период добычи, когда требуются дополнительные источники холода на установке НТС для обеспечения требуемой точки росы газа, в схеме вместо штуцера устанавливают турбодетандер, использование которого дает эффект по снижению температуры в 3 — 4 раза больше, чем при обычном дросселировании. В этом случае в схеме предусматривается сепаратор второй ступени, предназначенный для отделения жидкости от газа, поступающего в турбодетандер. Осушенный газ из межтрубного пространства теплообменника 5 поступает на прием компрессора, установленного на одном валу с турбодетандером, и далее в промысловый коллектор. 

Возможны  модификации описанной схемы  в соответствии с конкретными  условиями. В частности, дополнительно  к теплообменнику 5 устанавливают  воздушный или водяной холодильник. 

По мере снижения пластового давления для поддержания  постоянной температуры сепарации газа на установках НТС требуется последовательное увеличение поверхности теплообменников, что приводит к необходимости перестройки установки. Однако наступает такой период, когда это становится нерациональным. В таком случае вводят холод извне либо применяют другие способы подготовки газа. 

Эффективность работы установок НТС любого типа определяется правильностью выбранного технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации  на газоконденсатных месторождениях принимают давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа находят экспериментальным путем. Для обеспечения однофазного движения газа по магистральным трубопроводам температура сепарации определяется условиями по трассе трубопровода, для извлечения конденсата — заданной степенью извлечения целевых компонентов. 

315 

 Рис. 5.4. Схема экспериментальной установки  для исследования низкотемпературной  сепарации газа 

316 

 Впервые  в отечественной газовой промышленности  установка НТС была сооружена на скв. 30 Шебелинского месторождения (рис. 5.4). 

Газ из скважины проходит по внутренней трубе  теплообменника системы "труба в  трубе” 1 и попадает в циклонный  сепаратор первой ступени 2. Оттуда газ поступает в регулируемый штуцер 3, где его температура и давление понижаются. Затем газ направляется в сепаратор второй ступени 4, откуда может поступать или в теплообменник 1, шла по крайнему правому манифольду в сепараторы 7, в зависимости от того, какая из задвижек 5 в данный момент перекрыта. 

Если перекрыта задвижка на манифольде, то холодный газ попадает в межтрубное пространство теплообменника 1 и понижает температуру газа, идущего со скважины к регулируемому штуцеру 3. Затем холодный газ, пройдя теплообменник и незначительно нагревшись в нем, поступает в сепараторы 7, а из них — в замерную линию. Удаление конденсата и воды из сепараторов 2, 4 и 7 производится открытием вентилей в отстойник 8, из которого конденсат сливается в емкость 9, а вода выливается на землю. 

Для предупреждения образования гидратов после штуцера 3 в систему подают метанол из бачка 6. 

В процессе исследований измеряли дебит газа, количество воды и конденсата, температуру  и давление. Температура газа измерялась в шести точках: tl —t6, а давление газа в четырех точках: p1 — p4 (см. рис. 5.4). 

В дальнейшем установки НТС получили широкое  распространение на газоконденсатных месторождениях Краснодарского края, однако технологический режим их работы часто нарушался при отрицательных  температурах из-за образования гидратов. 

5.3. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, 

ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ ОБРАБОТКЕ ГАЗА, 

И ЕГО  ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ 

Для отделения  от природного газа влаги, конденсата и частиц породы применяют различные  сепараторы, которые можно подразделить по принципу их работы на следующие  типы: 

317 

1) гравитационные, в которых главную роль при  отделении примесей играет сила  тяжести; 

2) основанные  на использовании сил инерции; 

3) сепараторы  с насадками, в которых используются  силы адгезии; 

4) смешанного  типа, основанные на одновременном  использовании сил инерции, тяжести и адгезии. 

Наряду  с механическими применяют гидравлические способы очистки газа, в которых  частицы отделяются при пропускании  газа через различные масла. 

Наибольший  интерес представляют комбинированные  способы, основанные на сочетании различных принципов работы аппаратов. При этом степень очистки газа достигает 97 %. 

Теория  сепарации еще не разработана  до такой степени, чтобы можно  было определить эффективность работы сепараторов для конкретных промысловых  условий. Поэтому расчет сепараторов обычно проводят для несколько упрощенных случаев. При этом следует учитывать, что жидкость в вертикальном и горизонтальном потоках движется в основном по стенкам труб. Если скорость газа значительна на поворотах труб, а также при входе в сепаратор, то часть жидкости, отрываясь от стенок, переходит в капельно-распылен-ное состояние. В последующем из капель на стенках труб снова может образоваться пленка. При движении газа с жидкостью в сепараторах объем капельной жидкости также существенно меняется из-за многочисленных изменений направления, а также наличия сужений и расширений газовой струи. Кроме того, необходимо учитывать неравномерность подачи жидкости в сепаратор при определенных структурах движения газожидкостных смесей по стволу скважины и в шлейфах. 

5.3.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАСЧЕТ ГРАВИТАЦИОННЫХ СЕПАРАТОРОВ 

При технологических  расчетах сепараторов скорость движения частиц примесей и газа в вертикальном направлении обычно принимают постоянной. Считают также, что все частицы, отделяемые в сепараторах, имеют шарообразную форму и что в процессе сепарации не происходит ни их дробления, ни коагуляции. При этом скорость газового потока считается пропорциональной отношению площадей сечения трубы и сепаратора. 

318 

 Газ,  входя в сепаратор, несет с собой частицы с определенной скоростью. В сепараторе и скорость газа, и скорость частиц изменяется. 

В общем  случае сила, действующая на частицу  в стационарном потоке газа, может  быть выражена зависимостью 

Р = G - Rcosa, (5.1) 

где Р  — сила, двигающая частицы, Н; G — вес частицы, Н; R — сила сопротивления, Н; а — угол между направлениями R и G. 

Сила  тяжести всегда направлена вниз. Сила сопротивления в зависимости  от направления потока газа может  иметь различные направления. В  случае вертикального потока в зависимости от того, будет ли струя направлена вверх или вниз, cosa = ±1. При осаждении частиц важно знать скорость частицы относительно стенок сепараторов, так как этим определяется эффективность отделения. Частицы будут уноситься потоком газа, если скорость частиц w будет меньше скорости потока v. Причем частицы будут двигаться вверх со скоростью w4 = v — w. Если w = v, то w4 = 0, т.е. частицы находятся в газовом потоке во взвешенном состоянии. Выпадение частиц происходит, когда w > v, при этом скорость w4 будет равна разности w — v. 

Скорость  движения частиц в сепараторах определяют по формуле Стокса 

2 

w(P) = d 1рч " pr(p'r)lg | (5.2) 

,Г) 

где w — относительная скорость движения частицы, м/с; d — диаметр частицы, м; рч — плотность частицы, кг/м3; рг — плотность газа при рассматриваемых давлениях р и температуре Г, кг/м3; ц — абсолютная вязкость газа при тех же условиях, Па • с; д — ускорение свободного падения (д = = 9,8 м/с2). 

Для частиц размером от 0,3 до 0,8 мм скорость осаждения 

1,14 0,71 0,71