Метод низкотемпературной конденсации НТК

Установка комплексной подготовки газа или УКПГ

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) – это инженерная система, включающая технологическое оборудование и вспомогательные элементы, предназначенная для сбора и обработки природного газа и газового конденсата.

Оборудование может использоваться с такими веществами:

• Сухой газ с месторождений.
• Сухой газ с месторождений обензиненный.
• Конденсат газа.

Для веществ, предназначенных для УКПГ, существует целый перечень норм и требований ОСТ и ГОСТ по таким параметрам:

• Точка росы во влаге и углеводородам. Для зон с холодным климатом точка росы во влаге должна быть менее -20°С, а по углеводородам – не более -10 °С.
• Теплота сгорания.
• Допустимое количество сернистых соединений.
• Интенсивность запаха.
• Расчетное октановое число.

Производимый на УКПГ газовый конденсат может быть стабильным или нестабильным. Для каждого из вариантов установлены свои технологические требования.

Технологический процесс

Этапы промышленной обработки газа на УКПГ:

• абсорбционная сушка;
• сепарация при низких температурах;
• масляная абсорбция.

В местах газовых месторождений газ подготавливают при помощи осушки, с использованием абсорбции или адсорбции. На газоконденсатных месторождениях подготовку выполняют с использованием сепарации или абсорбции, в том числе масляной, при низких температурах.

Состав УКПГ

Оборудование представлено такими элементами:

• Блок предварительной очистки, в котором газ отделяется от капельной влаги, механических примесей и углеводородов жидкого типа. Блок комплектуется сепараторами и сепараторными фильтрами.
• Установки для очистки, осушки и охлаждения.
• Дожимные компрессорные станции. В них осуществляется промысловая обработка газа, с приведением параметров давления, необходимого для подачи в магистральную сеть.
• Аппараты воздушного охлаждения. Используются для снижения температуры газа.
• Вспомогательные системы.

Низкотемпературная сепарация

Оборудование состоит из:

• Блока входного сепаратора.
• Теплообменников.
• Низкотемпературного сепаратора.
• Разделителя.
• Блока регенерации.
• Блога подачи реагента.
• Трубной обвязки.
• Комплекта арматуры.

Процесс низкотемпературной сепарации происходит по такому алгоритму:

• Сырой газ поступает в сепаратор под давлением.
• В нем он отделяется от капельной жидкости, конденсата и механических частиц.
• После газ поступает в дренажную емкость, из которой подается в теплообменник с предварительным введением ингибитора.
• Далее газ дросселируется и охлаждается.
• Охлажденный газ поступает в газовый сепаратор, а после направляется в разделитель.
• Осушенный состав подогревается в теплообменнике и направляется в коммерческий узел учета.

Преимущества использования технологии НТС:

• Низкие капитальные и эксплуатационные затраты на выполнение технологических процессов.
• Эффективное обеспечение параметров, предусмотренных отраслевыми стандартами.
• Простота эксплуатации и технического обслуживания оборудования.
• Удобство регулировки и автоматизации процесса.
• Возможность дополнения и развития технологии.

Есть у такой технологии и некоторые недостатки:

• Несовершенство термодинамических процессов, с учетом состава исходной газовой смеси.
• Невысокая степень извлечения целевых компонентов.
• Термодинамическое несовершенство применяемого в процессе дроссельного расширения.

Адсорбционная осушка

• сепараторы.
• адсорберы.
• печь.
• компрессор.
• аппарат воздушного охлаждения.
• трубная обвязка.
• комплект арматуры и средств КИПиА.

На начальном этапе до поступления в адсорберы газ отделяется от механических частиц и капельной жидкости в сепараторе. После прохождения через адсорберы он подается в коллектор сухого газа. После второго адсорбера газ регенерации отбирается из осушенного потока и при помощи компрессора подается в печь. После производится охлаждение в воздушном холодильнике с последующей подачей газа в выходной сепаратор. Технологический процесс проводится дважды.

Источник



Нефть, Газ и Энергетика

УППГ предназначена для сбора, замера и первичной сепара­ции продукции скважины. Процессы, проходящие на УППГ, в ос­новном одни и те же при различных схемах промысловой обработ­ки газа. Поэтому их можно выделить и рассмотреть самостоятель­но (рис.

Продукция скважин по шлейфам поступает в модуль сбора га­за МСБ, представляющий собой систему трубопроводов, кранов ц задвижек, позволяющих отключать и подключать скважины к се­параторам первой ступени С-1, переключать на замерные линии.

Модуль замера МЗ газа состоит из одной или нескольких ли­ний, оборудованных замерными сепараторами С-3 с разделителя­ми и контрольно-измерительными приборами. Здесь осуществляет­ся индивидуальный периодический замер продукции скважин.

Первичная сепарация продукции скважин проводится с целью отделения от газа капельной жидкости и механических примесей. Это повышает эффективность процесса промысловой обработки газа.

Первичная сепарация может проводиться при двух режимах:

безгидратном и в условиях образования гидратов. Если имеется возможность поддерживать давление и температуру вне области гидратообразования, то стремятся поддерживать безгидратный ре­жим, поскольку это выгодно экономически и удобно при эксплуа­тации.

При гидратообразовании применяют устьевые подогреватели газа или вводят в поток ДЭГ или метанол при помощи системы распределения ингибитора СР. После сепаратора С-1 газ направ­ляется на УКПГ. Из разделителя Р-1 газ дегазации и конденсат направляют на УКПГ.

Первичную сепарацию проводят при давлениях и температурах поступления продукции скважины на УППГ, либо снижают дрос­селированием температуру, но до величины на 2—3°С выше тем­пературы гидратообразования.                

Эксплуатация УППГ заключается в поддержании заданных ре­жимов сепарации и регенерации ингибиторов, в периодических за­мерах, предупреждении и устранении возможных неполадок в ра­боте оборудования. Пуск, поддержание заданного режима и остановка технологических линий (модулей) проводятся в определен­ной последовательности проводимых операций и с соблюдением следующих основных положений.

Пуск технологической линии УППГ начинается с ее подготов­ки к работе. Для этого проверяется состояние всех запорных, ре­гулирующих и предохранительных устройств. Запорные устройства (краны, задвижки) на входе в сепаратор С-1 и разделитель Р-1 должны быть полностью закрыты.

Замерный сепаратор С-3 отключен от МСБ.

УППГ предназначена для сбора, замера и первичной сепара­ции продукции скважины. Процессы, проходящие на УППГ, в ос­новном одни и те же при различных схемах промысловой обработ­ки газа. Поэтому их можно выделить и рассмотреть самостоятель­но (рис.

Продукция скважин по шлейфам поступает в модуль сбора га­за МСБ, представляющий собой систему трубопроводов, кранов ц задвижек, позволяющих отключать и подключать скважины к се­параторам первой ступени С-1, переключать на замерные линии.

Модуль замера МЗ газа состоит из одной или нескольких ли­ний, оборудованных замерными сепараторами С-3 с разделителя­ми и контрольно-измерительными приборами. Здесь осуществляет­ся индивидуальный периодический замер продукции скважин.

Первичная сепарация продукции скважин проводится с целью отделения от газа капельной жидкости и механических примесей. Это повышает эффективность процесса промысловой обработки газа.

Первичная сепарация может проводиться при двух режимах:

безгидратном и в условиях образования гидратов. Если имеется возможность поддерживать давление и температуру вне области гидратообразования, то стремятся поддерживать безгидратный ре­жим, поскольку это выгодно экономически и удобно при эксплуа­тации.

При гидратообразовании применяют устьевые подогреватели газа или вводят в поток ДЭГ или метанол при помощи системы распределения ингибитора СР. После сепаратора С-1 газ направ­ляется на УКПГ. Из разделителя Р-1 газ дегазации и конденсат направляют на УКПГ.

Первичную сепарацию проводят при давлениях и температурах поступления продукции скважины на УППГ, либо снижают дрос­селированием температуру, но до величины на 2—3°С выше тем­пературы гидратообразования.                

Эксплуатация УППГ заключается в поддержании заданных ре­жимов сепарации и регенерации ингибиторов, в периодических за­мерах, предупреждении и устранении возможных неполадок в ра­боте оборудования. Пуск, поддержание заданного режима и остановка технологических линий (модулей) проводятся в определен­ной последовательности проводимых операций и с соблюдением следующих основных положений.

Пуск технологической линии УППГ начинается с ее подготов­ки к работе. Для этого проверяется состояние всех запорных, ре­гулирующих и предохранительных устройств. Запорные устройства (краны, задвижки) на входе в сепаратор С-1 и разделитель Р-1 должны быть полностью закрыты.

Замерный сепаратор С-3 отключен от МСБ.

Рис. 56. Схема установки предварительной подготовки газа УППГ. а—технологическая линия; б—размещение оборудования (план); МСБ—модуль сбора про­дукции скважин; МЗ — модуль замера; МС — модуль первичной сепарации; ББ — блок-бок­сы; ББО — операторная блок-бокс; Е— емкости; С-1 — сепаратор первой ступени; С-3—сепа­ратор замерный; Р-1 — разделитель; УР—установка регенерации ингибитора; СР — система распределения ингибитора; Т-2 «К—К» — теплообменник типа «конденсат—конденсат»

а затем разделитель Р-1.

Проверяют герметичность всех соедине­ний и показания приборов. В случае неполадок линию отключают, сбрасывают газ на факел, устраняют неполадки, а затем линию вновь заполняют газом.

Заполнение газом от УКПГ проводится по­тому, что его давление ниже, чем давление газа, идущего от сква­жины. Это предотвращает резкое увеличение давления в линии, упрощает сброс газа, ускоряет устранение неполадок.

После про­верки состояния оборудования открывают вход газа от скважины и уже при более высоком давлении проводят контрольный наруж­ный осмотр оборудования. Убедившись в его полной исправности, начинают регулировать режим сепарации дросселем, расположен­ным на входе в УППГ.

При заданном режиме включают огневой подогреватель установки регенерации УР и открывают вход в не­го ингибитора. Включают в действие систему распределения ин­гибитора.

Отключение линии проводится в следующем порядке. Закрыва­ют вход в С-1, отключают УР и линию, идущую к ней от Р-1, за­тем закрывают вход в УКПГ. Через факельную линию газ сбра­сывают в атмосферу.

Осмотр и контроль за состоянием оборудования проводится один-два раза в смену. Постоянный контроль за параметрами про­цесса осуществляется по приборам, установленным в операторной.

При обходе и осмотре оборудования проверяют состояние ар­матуры, герметичность, показания КИП и средств автоматики. При необходимости меняют прокладки, набивают сальники, под­тягивают гайки фланцевых соединений и т. д. Все работы прово­дятся, естественно, при строгом соблюдении правил техники без­опасности и охраны труда.

Источник

Подготовка природного газа к транспортировке в трубопроводе

Природный газ широко используют как недорогое топливо с высокой теплотворной способностью (при сжигании 1 куб.м. выделяется до 54 400 кДж). Это один из лучших видов топлива для бытовых и промышленных нужд. Самым распространенным способом доставки газа потребителям является транспортировка по трубопроводам.

Однако, перед подачей в магистральные трубопроводы газ необходимо подготовить, дабы он соответствовал ряду требований. Наиболее сложно достижимыми из них являются температура точки росы по воде и углеводородам. Для соответствия этим требованиям существуют следующие основные решения:

1. Низкотемпературная сепарация (НТС)

Данная технология предусматривает:

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• охлаждение входного потока газа в теплообменнике газ/газ потоком охлажденного газа;
• охлаждение газа за счет дросселирования потока, здесь могут использоваться дроссель (эффект Джоуля-Томсона), трубка Ранка, турбодетандер;
• последующая сепарация охлажденного газа в низкотемпературном сепараторе газа;
• подогрев подготовленного газа в теплообменнике перед подачей в магистраль.

2. Низкотемпературная конденсация (НТК)

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• охлаждение входного потока газа в теплообменнике за счет внешнего источника охлаждения, которыми могут быть аппараты воздушного охлаждения (АВО), различные холодильные машины;
• последующая сепарация охлажденного газа в низкотемпературном газосепараторе.

3. Абсорбционная подготовка газа

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• абсорбционную колонну, в которой жидким абсорбентом поглощается влага, находящаяся в газе;
• выходной газосепаратор, в котором осуществляется осаждение (улавливание) абсорбента.

4. Адсорбционная подготовка газа

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• адсорбционную колонну, в которой твердым адсорбентом поглощается влага, находящаяся в газе;
• выходной фильтр-сепаратор, в котором осуществляется осаждение (улавливание) адсорбционной пыли.

Метод низкотемпературной сепарации (НТС)

Специфика добычи природного газа заключается в высоких давлениях внутри пласта на первых этапах разработки месторождения. Газ выходит из скважины со значительным давлением, порядка 100-150 атм. и выше, которое можно преобразовать в дешевый холод при дросселировании потока. Поэтому логично, что самый легкий и распространенный вариант обработки газа при таких условиях — это низкотемпературная сепарация газа (НТС), где используется минимум капитальных вложений при удовлетворяющих показателях на выходе. Также, большим плюсом этого метода является простота эксплуатации и обслуживания оборудования. Как правило, основная технология включает в себя несколько сосудов под давлением (сепараторы), несколько теплообменников и дроссель (или турбодетандер).

Рисунок 1. Типичная схема установки низкотемпературной сепарации (НТС)

Описание типичной схемы установки низкотемпературной сепарации (НТС)

Сырой газ со скважин поступает во входной сепаратор, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в рекуперативные теплообменники 1 для рекуперации холода с дросселированного потока газа. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменником впрыскивают ингибитор гидратообразования (гликоль или метанол). Охлажденный газ из теплообменников поступает на дроссель или детандер, где за счет дросселирования (или детандирования) падает температура потока. После охлаждения в газ поступает в низкотемпературный сепаратор, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Сухой газ из низкотемпературного сепаратора проходит через рекуперативный теплообменник 1, где нагревается и далее поступает в рекуперативный теплообменник 2, где нагревает отходящую жидкую фазу из НТС и только потом подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза из низкотемпературного сепаратора нагревается в рекуперативном теплообменнике 2 и далее поступает в трехфазный сепаратор, откуда газ выветривания отправляется либо на факел, либо используется на собственные нужды. Водный раствор ингибитора, выводимый снизу трехфазного сепаратора, направляется на регенерацию, а конденсат — на дальнейшую стабилизацию на установку стабилизации конденсата (УСК).

Минусы установки низкотемпературной сепарации (НТС)

При всех плюсах этого метода, стоит отметить один фатальный минус. Примерно через 3-5 лет после начала разработки месторождения, давление добываемого газа начинает постепенно падать, из-за чего НТС теряет свое основное преимущество – дешевый холод. Соответственно, такой способ обработки газа перед его транспортировкой не позволяет стабильно достигать требований по подаче газа в магистральный газопровод, что делает его не только малоэффективным, но и зачастую вовсе бесполезным. Также, из минусов НТС стоит отметить, низкое извлечение конденсата – извлекается только конденсат, находящейся в жидкой фазе. Значительная же часть тяжелых углеводородов остается в газе, из-за чего не достигается требуемая температура точки росы по углеводородам. Это приводит не только к проблемам при эксплуатации трубопроводов, но и к недополученной прибыли для эксплуатирующей организации.

Также, стабилизация конденсата методом выветривания предполагает большие потери, связанные с уносом «ценных» компонентов. Подготовка конденсата в колонне-стабилизаторе позволяет в разы сократить расход газа, сжигаемого на факеле, и увеличить количество конденсата. Выделим основные минусы НТС:

• СОГ не соответствует требованиям СТО Газпром 089-2010
• недоизвлечение конденсата (особенно в летний период)
• потери газа на факеле

Методы, применяемые «ГазСёрф» для исключения данных проблем

Компания «ГазСёрф» предлагает более эффективные решения подготовки газа, направленные на стабильное получение основного продукта (СОГ) необходимого качества, а также максимально возможное извлечение всех субпродуктов из поступающего газа, что позволяет получать не только дополнительные прибыли для эксплуатирующей организации, но и уменьшать сбросы в атмосферу, тем самым избежав/уменьшив штрафы от надзорных органов.

В данной статье мы хотели бы обратить внимание на технологию, которая по своей сути близка к низкотемпературной сепарации, но более продвинута в исполнении, что позволяет избежать всех недостатков, присущих НТС и при этом увеличить эффективность установки в целом: и по получаемым продуктам и по экономическим показателям. Имеется ввиду низкотемпературная конденсация (далее НТК) газа при помощи установки внешнего холода с дальнейшей стабилизацией конденсата, а также возможностью получения таких продуктов как ШФЛУ, СПБТ и конденсат газовый стабильный.

Метод низкотемпературной конденсации (НТК)

Низкотемпературная конденсация (далее НТК) — процесс изобарного охлаждения природного и попутного нефтяного газа, сопровождающийся последовательной конденсацией отдельных компонентов газового конденсата или их фракций при определенном давлении. Осуществляется при температурах от 0 до минус 40°C.

Разделение углеводородных газов методом НТК осуществляется путем охлаждения внешним холодом до заданной температуры при постоянном давлении, сопровождающегося конденсацией извлекаемых из газов компонентов, с последующим разделением в сепараторах газовой и жидкой фаз.
Высокой четкости разделения углеводородных газов путем однократной конденсации и последующей сепарации добиться практически невозможно, поэтому современные схемы НТК включают ректификационные колонны деметанизации/деэтанизации/дебутанизации.
Газовая фаза при этом выводится с установки с последней ступени сепарации, а жидкая фаза после теплообмена с потоком сырьевого газа поступает на питание в колонну деметанизации или деэтанизации для дальнейшей подготовки конденсата.

Использование данного метода за счет искусственного внешнего холода позволяет поддерживать стабильную точку росы вне зависимости от времени года и перепада давлений (в отличие от НТС), и добиваться более глубокого извлечения тяжелых углеводородов. Точка росы по углеводородам при расчете НТС не ниже минус 10 С, а на установках НТК доходит до минус 40 С, что значительно повышает количество жидкого продукта в виде ШФЛУ, СПБТ и конденсата газового стабильного. Кроме того, стабилизация конденсата в колоннах значительно сокращает сбросы газа на факел и увеличивает количество жидких продуктов.

Плюсы установки низкотемпературной конденсации (НТК)

• стабильная точка росы (даже при падении давления газа в скважине) за счет регулирования мощности внешнего холодильного цикла;
• возможность поддержания более низких температур при охлаждении газа, получение за счет этого дополнительных жидких продуктов;
• стабилизация конденсата в колоннах значительно сокращает потери на факел.

Таблица 1. Сравнение дегазации в емкостях и стабилизации конденсата в зависимости от температуры охлаждения в НТС или НТК

Источник

Расчеты установка подготовки газа

Название: Технологические процессы и методы расчета оборудования установок подготовки углеводородных газов
Автор: Г.К. Зиберт, Е.П. Запорожец, А.Г. Зиберт и др.
Издательство: М.: ИЦ РГУ нефти и газа
Год: 2015
Страниц: 447
ISBN: 978-5-91961-182-0
Формат: PDF
Размер: 109 Мб
Язык: русский

В книге рассмотрены основные технологические процессы подготовки природного газа на газовых и газоконденсатных месторождениях России. На основе анализа передового российского и зарубежного опыта приведены пути совершенствования технологий, процессов и оборудования при проектировании объектов подготовки углеводородных газов.
Приведены методы технологических и гидравлических расчетов современных процессов и аппаратов установок абсорбционной осушки газа и низкотемпературной сепарации. Рассмотрены и описаны способы и методы контроля качества добываемой продукции и гликоля, представлены программы и методики приемочных испытаний различных видов промыслового оборудования. Представлен анализ и способ нормирования и прогнозирования расхода: материально-технических ресурсов в процессах подготовки газа к транспорту на основе опытно-экспериментальных исследований и промышленной эксплуатации.
Книга может быть использована в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по специальностям «Проектирование разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений», «Проектирование систем обустройства месторождений углеводородов».

Похожие публикации

Посетители, находящиеся в группе Гости, не могут оставлять комментарии к данной публикации.

Источник