Газы конденсатных месторождений

Для отдельного вещества зависимость упругости паров от температуры

имеет вид кривой АВ, обращенной выпуклостью к оси температур (рис. 2.3).

Кривая заканчивается критической точкой.

Рис. 2.3. Диаграмма давление—температура для растворимых смесей.

Сжижение газа при температуре выше критической невозможно. Условно областью жидкого состояния называют область, лежащую выше кривой фазового равновесия между

осью ординат и критической изотермой, а вся остальная область относится к области газообразного состояния. Чем выше критическая температура газа, тем легче он может быть сконденсирован.

Здесь точка С1— критическая точка смеси. Ей отвечают критическая температура смеси T_кр.см и критическое давление смеси Р_кр.см. Левее критической изотермы смеси находится жидкость, правее—газ (пар). Критическая точка не совпадает с экстремальными точками кривой LC1C2C3M. В связи с этим возникает область обратных явлений, т. е. процессов конденсации и испарения, протекающих в направлениях, противоположных тем, которые имеются в обычных условиях. Рассмотрим процесс испарения, протекающий при постоянной температуре t₁. Выше кривой LC₁, являющейся кривой кипения, находится жидкость (100%). При понижении давления начинается процесс испарения, и количество жидкой фазы уменьшается. Пунктирные линии на рис. 2.3 являются кривыми постоянных отношений жидкость — пар. При пересечении кривой конденсации С1С2С3М вся жидкость превращается в пар.

Такой процесс является процессом нормального испарения, так как при снижении давления жидкость испаряется. При температуре t₂ процесс протекает следующим образом. Выше точки n находится пар. При снижении давления в точке n начинается

процесс конденсации, так как в этой точке изотерма t₂ пересекает кривую конденсации. В процессе дальнейшего снижения давления количество конденсата возрастает и в точке n ₁

достигает максимального значения (для температуры t₂).

Процесс конденсации, отвечающий участку диаграммы n - n ₁, называют обратной конденсацией. Давление, соответствующее точке n _1, при котором количество конденсата является максимальным, называют давлением максимальной конденсации. При дальнейшем снижении давления количество конденсата уменьшается (идет процесс нормального испарения), и в точке n ₂ весь конденсат испаряется. С повышением давления (при t₂=const) все процессы протекают в противоположном направлении, а в пределах участка n - n ₁ происходит обратное испарение. Таким образом, для растворимых смесей при температурах, и давлениях, превышающих критические значения, возникает область обратных конденсаций и испарения. Эта область на рис. 2.3 заштрихована. Здесь максимальные давления р_макс и температура Т_макс не совпадают с критической точкой, а лежат на кривой конденсации. Газы конденсатных месторождений представляют собой смесь предельных углеводородов, основной составляющей которых является метан (80...94%). Содержание пентана и более тяжелых углеводородов составляет 2...5%. Однако ввиду того, что конденсат состоит из высокомолекулярных соединений, его массовая доля достигает 25%. Наличие в газе тяжелых углеводородов (вплоть до фракций керосина) является одной из отличительных особенностей газов конденсатных месторождений. Газоконденсатные месторождения образовались в результате процесса, братного испарения конденсата, протекающего при высоких давлениях и температурах (в надкритической области), поэтому они располагаются на больших глубинах, где господствуют высокие давления. Если отбирать газ из такого месторождения при режиме истощения, то с падением пластового давления происходит конденсация тяжелых углеводородов в самом пласте (обратная конденсация). При этом сконденсировавшаяся часть газа оказывается потерянной для добычи, так как остается адсорбированной в порах газоносного пласта. Количество конденсата, выделяющегося из газа, доходит до 300 см³ на 1 м³ газообразного топлива.

Одна из особенностей разработки газоконденсатного месторождения состоит в том, что процесс переработки газа осуществляют на самом промысле, т. е. добычу и переработку газа физическими методами объединяют в один процесс.

Другой отличительной чертой является высокое давление, из- за чего необходимо применять специальную дорогостоящую аппаратуру и трубопроводы. Кроме того, обслуживать оборудование должен высококвалифицированный персонал.

Существуют два метода эксплуатации газоконденсатных месторождений:

1)с поддержанием пластового давления нагнетанием в пласт рабочего агента (замкнутый цикл) и

2)без поддержания давления (разомкнутый цикл).

Основными факторами, определяющими выбор метода эксплуатации газоконденсатных месторождений, являются: величина промышленных запасов газа в месторождении; количество конденсата, который выделяется из газа при снижении давления, и его состав; режим пласта, однородность пласта по пористости, проницаемости и т. д.

Нагнетание рабочего агента в пласт применяют при достаточных промышленных запасах газа и таком содержании конденсата, при котором капитальные вложения в добычу и переработку газа будут оправданы получаемым конденсатом. При неоднородных коллекторах и недостаточных запасах газа поддержание пластового давления может оказаться экономически не обоснованным.

Тогда эксплуатацию осуществляют по разомкнутому циклу, т. е. при режиме истощения. В качестве рабочего агента для нагнетания в пласт служит сухой газ (при соответствующих условиях воздух или вода).

Недостатком такого способа добычи является то, что сухой газ сразу не может быть использован для потребления. Его используют только лишь после добычи из месторождения всего конденсата. Преимущество же состоит в том, что на нагнетание газа затрачивают меньше энергии, чем на воздух, так как давление газа снижают только до давления максимальной конденсации, которое составляет примерно половину давления в

пласте. При эксплуатации газоконденсатного месторождения по первому

методу газ из залежи отбирают через эксплуатационные скважины, а рабочий агент закачивают в пласт через нагнетательные скважины. Сухой газ нагнетают в верхнюю часть залежи. Обладая меньшей плотностью по сравнению с сырым газом, он не перемешивается с ним и в процессе нагнетания вытесняет последний. При

эксплуатации месторождения по разомкнутому циклу от добываемого газа отделяют конденсат при давлении максимальной конденсации, после чего

сухой газ направляют к потребителю.

ЛЕКЦИЯ

ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Осушка газа. Содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплуатационные затруднения. ПРи определенных внешних условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки

и кристаллогидраты, а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во избежание перечисленных затруднений газ осушают, снижая температуру точки росы на 5...7 °С ниже рабочей температуры в газопроводе. При транспортировании осушенного газа трубопровод можно прокладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения. Наибольшие трудности при транспортировании газов по магистральным газопроводам возникают при образовании

кристаллогидратов. Многие газы (метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводород), насыщенные влагой, при определенных значениях температуры и давления образуют с водой (в жидкой фазе) соединения, называемые кристаллогидратами. Если влага удалена из газа и газ оказывается ненасыщенным, кристаллогидраты не образуются. Внешне кристаллогидраты похожи на белую снегообразную кристаллическую массу, а при уплотнении напоминают лед. Это неустойчивые соединения, которые при определенных условиях сравнительно легко разлагаются на составные части. Состав кристаллогидратов углеводородов следующий: СН4 • 6Н2О или СН4 • 7Н2О; С2Н6 • 7Н2О; С3Н8 • 18Н2О. Природный газ и вода представляют

собой многокомпонентную систему, которая дает смешанные кристаллогидраты. Они устойчивее гидратов индивидуальных углеводородов. На рис. 2.4 показаны кривые образования гидратов метана и природных газов в зависимости от температуры и давления. Сами кривые дают условия равновесного состояния гидратов. При таком изменении температуры и давления газа, когда точка, отвечающая состоянию газа, расположится выше и левее кривой, будет идти процесс образования гидрата. Ниже и правее кривой находится область разложения гидратов.

Ряс. 2.4. Кривые равновесного состояния гидратов метана я природных газов в зависимости от температуры и давления: 1— метан; 2— природный газ с

относительной плотностью 0,6; 3— природный газ с относительной плотностью 0,7; 4— природный газ с относительной плотностью 0,8

Для осушки газа применяют способы абсорбционные, т. е. поглощение водяных паров жидкостями, адсорбционные, т. е. поглощение водяных паров твердыми сорбентами, и физические — простое охлаждение или охлаждение с последующей абсорбцией. Широкое распространение получил абсорбционный способ осушки газа диэтиленгликолем и триэтиленгликолем, водные растворы которых обладают высокой влагоемкостью, нетоксичны, не вызывают коррозии металла и достаточно стабильны. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа. В горючих газах, используемых для газоснабжения городов, содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м3 газа. Содержание углекислого газа нормы не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям в транспортируемом газе оно не должно превышать 2%.

Существуют сухие и мокрые методы очистки газа от H2S.

Сухие методы очистки газа основаны на применении твердых поглотителей (гидрата окиси железа, содержащегося в болотной руде, и активированного угля).

При мокрых методах очистки газа используют жидкие поглотители.

Для удаления из транспортируемого газа СО₂ применяют промывку газа водой под давлением, пропуская газ через скрубер.

Для очистки от H₂S природных газов и газов, полученных на нефтеперерабатывающих заводах, широкое распространение получил этаноламиновый способ. При очистке газа от H2S моноэтаноламином улавливается и СО₂. Содержание H₂S после очистки не превышает требуемой нормы.

Аминосоединения — слабые основания. При взаимодействии с сероводородом и углекислым газом они образуют нестойкие вещества, которые легко разлагаются при относительно невысокой температуре, поэтому поглощение сероводорода происходит при 15...25 °С, а раствор регенерирует при 12О...125°С.

Одоризация газа. Природный газ не имеет запаха. Поэтому для своевременного выявления утечек газа ему придают запах — газ одорируют. В качестве одоранта применяют этилмеркаптан (C2H5SH). По токсичности качественно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта. На практике средняя норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа, поступающего в городские сети, установлена 16 г на 1000 м3 газа при 0°С и давлении 101,3 кПа.

Одаризацию газа производят в одоризаторах, которые бывают:

- капельные

- испарительные

- барботажные

- скруберные.

Наибольшее распространение получили капельные и барботажные одоризаторы (рис. 2.5). Первые просты по конструкции, но их недостатком является ручное регулирование спуска одоранта. В барботажных одоризаторах одорант испаряется при барботаже через него газа в специальных камерах. В этом случае целесообразно пропускать через одоризатор только часть газа и после насыщения парами

одоранта подмешивать эту часть к основному потоку газа, идущему по газопроводу. Барботажные одоризаторы выпускаются автоматизированными и имеют преимущественное распространение.

Рис. 2.5. Капельный одоризатор: 1—резервуар; 2— жидкостномерное стекло; 3— штуцер с краном для наполнения резервуара одорантом; 4— трубка для выравнивания давлений; 5— игольчатый регулировочный вентиль; 6— стекло для контроля расхода одоранта;

7— спускной штуцер с краном; 8— вентили

Газ, добытый из скважины, поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и промысловые газораспределительные станции, где он очищается в масляных пылеуловителях, осушается, одорируется; давление газа снижается до расчетного значения, принятого в магистральном газопроводе. Компрессорные станции располагают примерно через 150 км.

Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже, чем через 25 км.

Для надежности газоснабжения магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается газораспределительной станцией, которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет ответвления, по которым газ поступает к газораспределительным станциям промежуточных потребителей.

Для выравнивания сезонной неравномерности потребления газа служат подземные хранилища газа, для которых используются истощенные газовые и нефтяные месторождения, а при их отсутствии — в подземных водоносных пластах.

Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: