Плотность природного газа

Газ из скважин поступает по шлейфам на установку к входному манифольду, где потоки из каждых шести шлейфов объединяются в один общий и поступают в технологическую линию установки НТС. 

На каждом шлейфе на входном манифольде установлены  запорный, обратный и редуцирующий клапаны, запорные краны для продувки шлейфов и замера дебита любой из 24 скважин на контрольном сепараторе. Кроме этого, на каждом шлейфе манифольда предусмотрены разрывные пластины. Для контроля за давлением на входе в манифольд после обратного клапана установлен электроконтактный манометр, аварийный сигнал от которого поступает на контрольный пункт диспетчера. 

Для контроля за давлением в технологической  линии установлен пневмоприводной  отсекатель, управляемый с контрольного пункта диспетчером. Положение отсекателя “открыто — закрыто” выведено на щит диспетчера на световое табло. Для визуального наблюдения за давлением в линии после отсекателя установлен манометр. После регулирующего клапана газ проходит через аппарат контроля за коррозией. 

359 

 Контрольное  устройство расположено в части, наиболее подверженной воздействию коррозии, т.е. между манифольдом и сепаратором I ступени. В этом сепараторе (гравитационном горизонтального типа с встроенными перегородками) происходит отделение свободной жидкости от газа в результате уменьшения скорости его движения. Давление в нем контролируется манометром и преобразовывается в пневматический сигнал датчиком с регистрацией на вторичном приборе, установленном на щите диспетчера. Температура в сепараторе контролируется термометром и регулируется на щите диспетчера датчиком, установленным на сепараторе. Уровень жидкости в сепараторе регулируется клапаном. Для контроля за уровнем служит индикатор с выдачей сигнала на щит диспетчера. Для визуального наблюдения предусмотрен зеркальный уровнемер. Жидкость обогревается при помощи змеевика, куда подается горячий 60 %-ный ДЭГ. 

Отделившаяся  в сепараторе I ступени жидкость скапливается в трехфазном сепараторе, а газ направляется в теплообменник, перед которым впрыскивается  метанол. В теплообменнике пластовый газ проходит по трубному пространству, холодный - по межтрубному. Температура пластового газа от +10 до —10 °С, отсепарированного — 22 "С. Газ после теплообменника дросселируется клапаном до давления 7 МПа. В результате эффекта дросселирования газ охлаждается до температуры — 22 °С и поступает в сепаратор II ступени. При охлаждении его происходит конденсация тяжелых углеводородов. Отделение капельной жидкости осуществляется инерционными силами, возникающими при изменении направления движения газа. Конструкция нижней части сепаратора II ступени обеспечивает разделение метанола и конденсата. Вся жидкость с помощью змеевика подогревается до температуры + 15 °С. Метанол составляет нижний слой, конденсат — верхний. Температура газа в этом сепараторе поддерживается -22 °С, давление 7 МПа. Конденсат, количество которого учитывается счетчиком, направляется через конден-сатопровод на ГПЗ. На конденсатопроводе установлен пнев-моприводной отсекатель, который перекрывает конденсато-провод в аварийных случаях. 

Сухой газ из сепаратора II ступени через  теплообменник (или минуя его  в зависимости от температуры) направляется на замер. Давление после этого сепаратора регистрируется манометром, преобразуется  датчиком и передается на щит диспетчера. Температура контролируется на месте термометром, преобразовывается датчиком и также регистрируется на 

360 

 щите  диспетчера с выдачей звукового  сигнала при превышении допустимых  значений. Расход газа, вычисляемый  с помощью ЭВМ, регистрируется  на диспетчерском пункте. 

В помещении зала счетчиков установлена хроматографиче-ская колонна для контроля за составом газа. Здесь также находится гигрометр, контролирующий точку росы по влаге и углеводородам. Показания этих приборов выведены на щит диспетчера. Точка росы по влаге и по углеводородам принимается не выше — 20 °С. 

Отделившиеся  в сепараторе I ступени жидкости (конденсат и насыщенный метанол) поступают в трехфазный сепаратор, в котором путем отстаивания  при температуре —10 °С происходит разделение жидкости по плотности. Количество конденсата, выходящего из трехфазного сепаратора, замеряется счетчиком и регистрируется на щите диспетчера. Конденсат после замера направляется в конденсатопровод. Для регулирования уровня метанола в трехфазном сепараторе предусмотрены уровнемер и регулирующий клапан, установленный на линии сброса метанола в блок выветривателя на складе метанола. Пневмосигнал с уровнемера подается на щит диспетчера. 

Для контроля работы одной скважины параллельно  четырем технологическим линиям установлен контрольный сепаратор, к которому можно подключить любую скважину. Контрольный сепаратор работает так же, как и сепаратор I ступени, за исключением того, что уровень метанола регулируется отдельно от уровня конденсата. 

Количество  проходящего через сепаратор  газа замеряется с помощью диафрагмы, сигналы с которой поступают на пневматический датчик, а затем на щит диспетчера и на ЭВМ. 

Рассмотрим  новейшие технологии подготовки газа к дальнему транспорту, находящиеся  в стадии промышленного внедрения  и разработки, а также современные технические достижения в промысловой подготовке и обработке газа (как природного, так и нефтяного). Следует особо отметить разработанный Французским нефтяным институтом процесс ИФПЕКСОЛ, позволяющий на одной установке полностью обрабатывать газ, включая его осушку, извлечение конденсируемых углеводородов и кислых газов. Процесс основан на физической абсорбции всех извлекаемых компонентов одним агентом — водным раствором метанола с использованием любого источника холода (внутреннего и внешнего), т.е. на низкотемпературной абсорбции. 

361 

 Процесс  ИФПЕКСОЛ обеспечивает точку  росы по влаге и углеводородам  до -100 "С. Вложения в модернизацию  любой установки подготовки газа  с введением блока ИФПЕКСОЛ  окупаются менее чем за год.  Процесс внедрен на ГПЗ в Канаде. Аналогичные технологии применяются и в России (УКПГ-1 Ямбургского ГКМ), хотя и в несколько отличающемся от французского варианте. 

Крупнейшим  в мире проектом, реализованным в  последнее время, является завод  по переработке нефти и нефтяного  газа компании “Эльф Конго”, смонтированный на барже (платформе) на морском месторождении Н’Косса (Конго). Общая стоимость проекта (скважины, баржа, трубопроводы, хранилища и т.п.) составляет 1,7 млрд. долл., из них 833 млн. долл. (49 %) приходится на баржу и ее оборудование. Для РАО “Газпром” определенный интерес представляет опыт строительства таких сооружений в связи с предстоящим освоением шельфовых месторождений. 

Анализ  расчетов на перспективу по системам подготовки газа на примерах месторождений  Медвежье и Уренгойское, опыт работы установленного оборудования и его модернизации показывают, что оно обеспечит необходимое качество газа до конца промышленной разработки. Огромные остаточные запасы газа после компрессорного периода эксплуатации месторождений-гигантов ставят задачу их утилизации на месте, так как местных потребителей в районах их расположения нет и не будет. В связи с этим вызывает несомненный интерес технология переработки низконапорных газов в моторные топлива (дизельное и реактивное), которые могут быть потреблены в регионе или транспортированы на значительные расстояния с созданием баз хранения и распределения рассредоточенным потребителям. Такая технология разработана в Институте высоких температур РАН и основана на комбинированной конверсии (p = 1-2 МПа, t = 650 —750 °С) газа с получением синтез-газа (СО + Н2) и синтезе Фишера - Тропша (p = 1-2 МПа, t = 180-200 °С) с получением в однопроходном процессе высокого выхода моторных топлив (фракции С8— С18) с последующим разделением на дизельное и реактивное топливо. 

Известно, что качество подготовки газа к дальнему транспорту напрямую зависит от проектного и фактического состояния разработки и эксплуатации месторождения. Темпы  отборов и их распределение по зонам, размещение и режимы работы ДКС  непосредственно отражаются на режимах работы УКПГ. На заключительной стадии разработки основ- 

362 

 ными  проблемами в работе УКПГ являются  увеличение удельного влагосодержания  газа и суммарной нагрузки  по влаге на установке, повышение  массовой и линейной скоростей в аппаратах, линейных скоростей и гидравлических сопротивлений в схемах регенерации (адсорбция) и другие проблемы, возникающие в связи с падением давления и повышением температуры газа при вводе ДКС перед установками подготовки газа. 

Для оптимизации добычи и подготовки (переработки) газа в течение всего срока разработки месторождения в виде единого целого в ГАНГ им. И.М. Губкина разработан алгоритм решения задачи. Главным здесь является выбор универсальных моделей (пакетов программ ПП) для всех звеньев системы пласт — газопровод — перерабатывающий завод с увязкой расчетных параметров, т.е. моделей (ПП), у которых выходные данные предыдущей модели соответствуют входным параметрам последующей, а базы данных и основные уравнения моделей не противоречат друг другу. 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 5 

1.Коротаев  Ю.П., Лутошкин Т.С, Нам Н.К. К  вопросу о борьбе с гидратами  методом вымораживания//Газовая  промышленность.- 1959. - №4. 

2. Коротаев  Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт  и подземное хранение газа. - М:  Недра, 1984. - С. 487. 

3. Гриценко AM. Научные основы промысловой  обработки углеводородного сырья. - М.: Недра, 1977. - С. 239. 

4. Балыбердина  И.Т. Физические методы переработки  и использования газа. - М: Недра, 1988. - С. 248. 

5. Лутошкин  Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М: Недра, 1979. - С. 319. 

6. Кабанов  Н.И. Фазовое распределение и  экологические вопросы использования  метанола в качестве антигидратного  реагента. — М.: РАО “Газпром", 1996. 

7. Основные  направления реконструкции и  технического перевооружения объектов добычи и подготовки к транспорту газа и газового конденса-та//Анализ работы модернизированного оборудования на действующих промыслах и использование современных технологий и оборудования на новых месторождениях Западно-Сибирского региона/Н.И. Кабанов, Ю.А. Кашицкий, A.M. Сиротин и др. - Материалы Научно-технического совета РАО “Газпром". - Саратов, октябрь 1995. - С. 3-8. 

363 

8. О  возможности использования триэтиленгликоля  на установках осушки газа: Науч.-техн. сб. Природный газ в качестве  моторного топли-ва/Т.М. Бекиров,  Н.И. Кабанов, А.С. Кузьмина и  др. - 1995. - Вып. 9 -10. - С. 17 - 29. 

9. Очистка  раствора диэтиленгликоля от примесей дистилляционным способом. - Там же. - 1996. - Вып. 1-6. 

10. Коротаев  Ю.П., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К.  Системное моделирование оптимальных  режимов эксплуатации объектов  добычи природного газа. — М:  Недра, 1989. - С. 264.