ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ:ПОДГОТОВКА И

ТРАНСПОРТИРОВКА

Попутный нефтяной газ (ПНГ) - это природный углеводородный газ

(смесь

газов

и

парообразных

углеводородных

и

не

углеводородных

компонентов), растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных

и газоконденсатных месторождений.

Подготовка газа

Состав попутного нефтяного газа формируется под влиянием физико-

химических условий, материнской породы залежи и геологической истории

формирования данных.

В

составе

многих

углеводородных

газов

содержатся

значительные

количества кислых газов, паров воды, механические примесей (окалины из

труб, песок), соли, малые количества нефти и углеводородного конденсата.

Содержание влаги в газах отрицательно сказывается на процессах их

переработки,

ухудшаются

основные

технико-экономические

показатели

(ТЭП)

работы

установки

и

транспортировки,

где

выпадение

водяного

конденсата

в

трубах

в

последствии

приведет,

к

образованию

кристаллогидратов. При присутствии кислых компонентов, водяные пары

способствуют к возникновению активных коррозионных процессов. Обычно

тяжелые углеводородные газа при тех же условиях содержат меньше водяных

паров,

чем

легкие.

Наличие

H

2

S

и

CO

2

в

составе

газа

увеличивают

содержание паров воды, присутствие N

2

– уменьшает.

Требования по степени осушки, предъявляемые к углеводородным

газам, тем выше, чем ниже температура их транспортировки и переработки.

Твердые

частицы

засоряют

и

портят

арматуру

газопровода

и

контрольно-измерительные

приборы;

скапливаясь

на

отдельных

участках

газопровода, они сужают его поперечное сечение.

Механические примеси, к которым относятся:

1

- частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины;

-

строительный

шлак,

оставшийся

после

окончания

строительства

промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов;

-

продукты

коррозии

и

эрозии

внутренних

поверхностей

и

жидкие

включения

конденсата

и

воды

затрудняют

работу

установок

осушки

и

низкотемпературной переработки газа, оказывают ударные воздействия на

движущиеся части газовых компрессоров, что впоследствии приводит к их

преждевременному износу.

Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также

вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того,

оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы.

Очистка газа от примесей и осушка

Методы очистки газов разделяют на сухие и мокрые.

Для сухой очистки применяют циклоны, принцип действия которых

основан на центробежной силе. Применяются осадительные аппараты, где

механические примеси осаждаются за счет снижения скорости движения

газа, сепараторы и электрофильтры.

Для

мокрой

газоочистки

используют

циклоны,

скрубберы,

пенные

аппараты.

Наиболее

широкое

распространение

получили

электрофильтры

благодаря их высокой степени очистки (до 99 %) при сравнительно низких

энергозатратах.

Достоинством

этих

устройств

является

простота

конструкции.

Эти

устройства

пригодны,

главным

образом,

для

предварительной, грубой очистки. С целью максимального снижения влияния

воздействий примесей может использоваться целый комплекс мероприятий.

Например, последовательность стадий:

- водная промывка, снижающая содержание солей и механических примесей;

- сепарация

при

компримировании,

позволяющая

удалить

капельную

жидкость и механические примеси;

2

- выделение

конденсата

на

стадии

компримирования

для

снижения

содержания тяжелых углеводородов и защитный слой сорбентов позволяют

максимально защитить оборудование и сорбенты от воздействия примесей,

Осушают газ для достижения температуры точки росы по воде более

низкой,

чем

минимальная

температура,

которая

обеспечивает

его

безгидратную транспортировку по газопроводу или переработку.

Таким

образом,

глубина

осушки

определяется

требованиями

отраслевых стандартов и технологий процессов дальнейшей переработки .

Для

осушки

применяют

методы

охлаждения,

абсорбционной

и

адсорбционной осушки и их комбинации.

Абсорбционная

осушка

наиболее

распространенный

процесс

подготовки

нефтяного

газа

на

транспортирование

по

магистральному

трубопроводу.

Процесс

основывается

на

селективном

поглощении

паров

воды

из

газовой

смеси

жидкими

абсорбентами.

В

качестве

абсорбентов

преимущественно используются диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль

(ТЭГ),

которые

отличаются

сравнительно

высокой

гигроскопичностью

и

способностью регенерировать без больших потерь из-за низкой летучести,

так же применение нашли этиленгликоль (ЭГ) и метанол.

Одним из важных параметров, влияющих на степень осушки, является

концентрация гликолей, чем она выше, тем ниже достигаемая точка росы.

Для повторного использования гликолей их подвергают регенерации, чем она

эффективней проходит – тем меньше затрат на подпитку свежим гликолем.

Если концентрация гликоля после регенерации 96-98 %, то применяется

десорбция при давлении близком к атмосферному. Для получения более

концентрированного раствора десорбцию проводят под вакуумом, снижают

парциальное давление углеводородов подачей отдувочного газа или вводят

реагент (толуол, ксилол, бензол), образующий азеотропную смесь.

3

С целью получения максимальной депрессии точки росы попутного

газа (80-900С) используется двухступенчатая осушка. Принципиальная схема

двухступенчатой осушки приведена на рисунке 1.

Рис. 1 – Обобщенная технологическая схема двухступенчатой гликолевой

осушки газа

Установка

имеет

по

два

блока

абсорбции

и

десорбции.

На

первой

ступени газ осушается гликолем с концентрацией 96-97 %, а затем поступает

в адсорбер второй ступени, где доосушается гликолем с концентрацией 99,5-

99,6 %. В десорбере первой и второй ступени влага из насыщенного гликоля

десорбируется соответственно при атмосферном давлении и под вакуумом.

4