Химический состав газов некоторых месторождений

- одорант - смесь тиолов (меркаптанов), выделенная из состава сернистых примесей природного газа и используемая для одорирования газа в газовых сетях.

ШФЛУ, выделяемая из природных газов в процессе их переработки (на ступенях сепарации высокого давления и отбензинивания), является исходным продуктом для получения сжиженного газа и газового бензина (углеводороды С_{5 и} >). Нормами установлены три марки ШФЛУ, показатели качества которых приведены в табл. 1.2.

Эти три марки ШФЛУ различаются по составу: самый легкий - А и утяжеляется к В. В составе ШФЛУ свыше 35-40% бутанов и пентанов и до 50% и более тяжелых углеводородов С_{6 и >}.

Технические требования на ШФЛУ, состав (% маcc.)

Первичные газы поступают на подготовку и переработку непосредственно из недр земли, поэтому технология их переработки зависит от следующих условий:

● в процессе эксплуатации скважин пластовое давление постепенно снижается, что отражается на работе установок по переработке газа;

● по мере падения пластового давления существенно изменяется состав добываемого газа по соотношению в нем легких и тяжелых углеводородов (газ облегчается);

● как следствие двух предыдущих факторов меняются материальные потоки по технологическим аппаратам установок по переработке газа.

Общим принципом технологических схем переработки газа является их двухступенчатость.

На первой ступени газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй - проходит через ряд технологических установок, где из него выделяются вредные (сернистые соединения) и нежелательные (азот, диоксид углерода, влага) примеси и газовый конденсат (углеводороды от пропана и выше), происходит стабилизация этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением гелия из сухого газа.

На рис. 1.1 показана в общем виде последовательность технологических операций в общих схемах очистки и переработки трех типов углеводородных газов - природного, газоконденсатного и нефтяного (попутного). Каждая из этих схем неоднозначна из-за изменения параметров газа при изменении пластового давления в процессе эксплуатации скважин, большого разнообразия составов природного газа, тем не менее в среднем они отражают существо вопроса.

Первые две схемы включают в себя две группы процессов - очистки и переработки газа, и обработки и утилизации продуктов, отделяемых от газа. Третья схема, кроме этого, включает в себя комплекс процессов, предваряющих газопереработку, - отделение газа от нефти и ее подготовку.

В основную группу процессов очистки и переработки газа входят следующие:

- сепарация конденсата - отделение жидкой фазы, выносимой газом из скважины;

- сепарация капельной жидкости после отделения основной ее части на ступени сепарации конденсата;

- отделение вредных примесей - сероводорода и диоксида углерода;

- глубокая осушка газа от влаги охлаждением до точки росы (минус 30°С и ниже);

- отбензинивание газа - удаление из него углеводородов от пропана и выше;

Рис.1.1. Общие схемы подготовки и переработки

1 – подготовка и переработка природного газа; схема 2 – подготовка и переработка газа газоконденсатного месторождения; схема 3 – подготовка и переработка попутного нефтяного газа;

п о т о к и: I – природный газ; II – газ газоконденсатного месторождения; III – попутный нефтяной газ; IV – вода; V – механические примеси; VI – сера; VII – стабильный газовый бензин; VIII – ШФЛУ; IX – очищенный газ;

АГЗУ – автоматическая газомерная установка; ЭЛОУ – электрообессоливающая установка; ЦГФУ – центральная газофракционирующая установка

1.1.1. Очистка газа от вредных примесей [3], [4]

К вредным примесям газа относятся ядовитые и коррозионно-активные серосодержащие соединения и негорючие инертные газы, снижающие теплоту сгорания углеводородного газа.

В общем случае в углеводородном газе могут содержаться такие серосодержащие соединения, как сероводород (H₂S), серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS₂), меркаптаны (С_nH₂_n_-1SH), а в газовом конденсате - также сульфиды (R-S-R¹) и дисульфиды (R-S-S-R¹).

В состав инертных газов входят диоксид углерода (СО₂), азот (N₂) и гелий (Не).

В настоящее время существует большое число методов очистки углеводородных газов, которые условно относят к двум группам - абсорбционные и адсорбционные методы. Наиболее широко распространены первые методы, допускающие любое начальное содержание примесей в газе, а адсорбционные процессы используют при малых начальных содержаниях примесей [до 3-5 % (об.)], но они позволяют глубоко очистить газ.

Абсорбционные методы по характеру используемого абсорбента делят на методы химической сорбции (хемосорбции) и физической абсорбции.

Хемосорбционные процессы основаны на химическом взаимодействии H₂S и СО₂ с активным компонентом абсорбентов, в качестве которого в этих процессах применяют амины (моно-, ди- и триэтаноламины, диизопропаноламин) и щелочи.

Абсорбционные процессы основаны на физическом растворении извлекаемых компонентов в абсорбенте, в качестве которого применяют N-метилпирролидон, гликоли (ди- и триэтиленгликоли), трибутилфосфат, сульфолан, метанол и др.

Наиболее широкое распространение получили процессы очистки аминами (моноэтаноламином - МЭА и диэтаноламином - ДЭА).

При взаимодействии с кислыми компонентами газа они образуют химические соединения, легко распадающиеся на исходные компоненты при повышении температуры и снижении давления, реакции (1.1):

Технологическая схема процесса очистки газа от H₂S и CO₂ раствором ДЭА приведена на рис.1.2.

Рис. 1.2. Принципиальная схема процесса выделения сероводорода из газа раствором диэтаноламина (ДЭА-процесс).

1 - абсорбер; 2 - выветриватель; 3- десорбер; 4- рибойлер;

Потоки: I - сырой газ; II - очищенный газ; III - регенерированный абсорбент; IV - полурегенерированный абсорбент; V - насыщенный абсорбент; VI - сероводород; VII - абсорбент на очистку; VIII - регенерированный ДЭА.

Исходный газ І в абсорбере 1 контактирует с поглотителем

(20-25 %-й раствор ДЭА в воде) в две ступени: вначале с потоком слаборегенерированного IV, а затем с полностью регенерированным ІІІ поглотителем. Снизу адсорбера поглотитель поступает в десорбер растворенного газа 2, где отделяется физически растворенный в поглотителе углеводородный газ, и насыщенный кислыми компонентами поглотитель V через теплообменники поступает в регенерационную колонну 3. В этой колонне комплексные соединения амина с H₂S и CO₂ разлагаются, и выделяющаяся смесь кислых газов VI удаляется сверху колонны. Снизу колонны регенерированный поглотитель проходит через рибойлер 4 и охладительные аппараты и направляется в абсорбер.

Существует две разновидности ДЭА-процесса - обычный ДЭА-процесс (концентрация ДЭА в растворе 20-25 %, поглотительная способность 0,6-0,8 моль/моль) и процесс ДЭА-SNPA (концентрация ДЭА в растворе 25-35%, поглотительная способность 1,0-1,3 моль/моль). Первый обычно используют при парциальном давлении кислого газа в сыром углеводородном газе 0,2 МПа и выше, второй - при парциальном давлении выше 0,4 МПа.

● температура газа на входе в абсорбер - не более 35°С;

● температура абсорбента на входе - не более 40°С;

● температура входа абсорбента в десорбер - 85-95°С;

● температура в рибойлере десорбера - 125-130°С;

Преимущество ДЭА-процесса перед МЭА-процессом заключается в том, что из газа извлекается не только сероводород и диоксид углерода, но также и серооксид углерода, сероуглерод и тиолы.

- меньшая поглотительная емкость в % (масс.), так как мольная масса ДЭА в 1,7 раза выше, чем у МЭА;

- для одинаковой с МЭА степени очистки требуется более высокая кратность циркуляции.

Газ в пластовых условиях насыщен парами воды до равновесного состояния. Количество паров воды зависит от температуры, давления и состава газа:

● чем выше температура, тем больше влаги в газе;

● чем выше давление, тем меньше в газе влаги;

● чем больше в газе тяжелых углеводородов, тем меньше паров воды содержится в нем в равновесном состоянии;

● присутствие в газе сероводорода и углекислоты способствует росту количества паров воды;

● присутствие в газе азота способствует уменьшению содержания паров воды.

Поэтому с момента выхода газа из скважины по всем стадиям его промысловой подготовки содержание влаги в газе меняется.

Влагосодержанием газа называют количество паров воды (в г/м³) в состоянии их насыщения при данных температуре и давлении.

Абсолютная влажность газа - это фактическое содержание паров воды (в г/м³). Численно эта величина при 16,5°С равна парциальному давлению паров воды в газе, выраженному в мм. рт. ст.

Относительная влажность газа - это отношение абсолютной влажности к влагосодержанию (в процентах).

Точка росы - это температура, при которой при данном давлении содержание влаги в газе достигает насыщенного состояния, и начинает выпадать капельная влага. Чем глубже осушен газ от влаги, тем ниже точка росы; обычно она составляет от минус 20 до минус 70°С.

Если газ, насыщенный при данных условиях водяными парами, охладить или изотермически сжать, то из него будет выделяться вода. При определенных сочетаниях температур и давлении выделившаяся вода, контактируя с газом, способна образовывать гидраты - белые кристаллические вещества, похожие, в зависимости от условий образования, на лед или спрессованный снег. Плотность их колеблется в пределах 880 - 900 кг/м³. Основной каркас (решетка) гидрата состоит из молекул воды, а межмолекулярные промежутки в форме клеток, каналов и слоев заняты молекулами углеводородных газов.

При определенных условиях молекулы углеводородов не могут покинуть полость в кристаллической решетке молекул воды.

Существуют структуры гидратов двух типов. В первом - элементарная ячейка состоит из 46 молекул воды и содержит 8 полостей, вмещающих маленькие молекулы, например, СН₄; на одну молекулу приходится 5.75 молекулы воды (аналитически определяется 6, что соответствует точности метода). Во втором - элементарная ячейка образована 136 молекулами поды и содержит 16 малых и 8 больших полостей, которые могут вмещать молекулы не только газов, но и жидких веществ. Имеются также смешанные гидраты со структурой обоих типов. Гидраты компонентов природных газов имеют формулы:

CH₄·6H₂O; C₂H₆·8H₂O; C₃H₈·17H₂O; i-C₄H₁₀·17H₂O; H₂S·6H₂O; N₂·6H₂O; CO₂·6H₂O.

Эти формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям, т. е. таким условиям, при которых все большие и малые полости гидратной решетки заполнены на 100 %. В гидратах углеводородных газов обычно большие полости кристаллической водной решетки заполнены жидким пропаном и изобутаном, а малые полости - метаном, этаном, азотом, сероводородом и двуокисью углерода.

Образование гидратов в трубопроводах или аппаратах, по которым движется влажный газ, возможно лишь при определенном сочетании температур и давлений и наличии свободной воды. Гидраты растут подобно кристаллам и образуют пробки в трубопроводах, в прорезях тарелок и вентилях, если кристаллики гидрата не уносятся с газом.

Для предупреждения гидратообразования применяют специальные ингибиторы - спирты и гликоли. Наиболее распространенным ингибитором является метанол. Метанол, введенный в поток газа, поглощает водяные пары п переводит их в спиртоводный раствор с низкой температурой замерзания. Вместе с этим понижается и температура гидратообразования. Контактируя с гидратом, метанол разрушает его. Образовавшийся спиртоводный раствор увлекается потоком газа и собирается в пониженных точках в специальных отстойниках (дриппах) и оттуда выдувается в атмосферу, т. е. безвозвратно теряется. Гликоли же после насыщения влагой, отбираемой из газа, отделяются в сепараторах и затем подвергаются регенерации.

В качестве ингибиторов гидратообразования применяют также растворы хлористого кальция CaCI₂ и хлористого лития LiCl.

Наиболее эффективный способ борьбы с гидратами - осушка газа, при которой резко уменьшается содержание влаги. Точка росы осушенного газа должна быть на 5-7°С ниже, чем самая низкая рабочая температура процесса отбензинивания или транспортирования газа.

Осушка газа необходима также и потому, что содержащаяся в газе вода при понижении температуры выделяется, собирается в пониженных местах, препятствует движению газа и уменьшает пропускную способность газопровода. Кроме того, если в газе содержатся даже в небольших концентрациях двуокись углерода или сероводород, то, растворяясь в воде, они образуют слабые кислоты, вызывающие интенсивную коррозию трубопроводов и аппаратуры.

Таким образом, осушка газа предупреждает гидратообразование, уменьшает гидравлические потери в трубопроводе и пропускная способность его сохраняется на высоком уровне, замедляет процесс коррозии и удлиняет срок службы трубопроводов и аппаратуры.

- осушка охлаждением, так как снижение температуры при постоянном давлении снижает влагосодержание;

- абсорбционная осушка, т.е. поглощение влаги абсорбентом;

- осушка комбинированием указанных выше способов.

Осушка охлаждением самостоятельного применения не нашла. Этот способ применяется в комбинации с другими способами.

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

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

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