Метод низкотемпературной сепарации

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 5Следующая ⇒

Охлаждение широко используют для осушки газа, выделение конденсата из газа газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также при получении индивидуальных компонентов газа, выделении из природного газа редких газов, снижении газов и т.д. Низкотемпературный способ разделения газов позволяет в зависимости от глубины охлаждения извлекать от 80 до 100% тяжелых углеводородов и осушать газ при транспортировке однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам. На практике применяют низкотемпературную сепарацию (НТС), при которой получают относительно невысокие перепады температур как за счет использования пластового давления (путем дросселирования газа), так и искусственного холода (холодильных машин).

Принципиальная технологическая схема НТС изображена на рис. 12.7. Сырой газ из скважины поступает на установку комплексной подготовки, где после предварительного дросселирования (или без него) направляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения от капельной жидкости. Затем газ направляют в теплообменник 5 для охлаждения газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора 7. Из теплообменника газ поступает через эжектор 6 или штуцер в низкотемпературный сепаратор 7, в котором за счет понижения температуры в теплообменнике и на штуцере (эжекторе) выделяется жидкость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает продукцию скважины и направляется в промысловый газосборный коллектор. Нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора (например, диэтиленгликоля (ДЭГ)), предотвращающий гидратообразование, из сепаратора первой ступени 3 поступают в конденсатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разделение конденсата и водного раствора ДЭГ. Затем конденсат через теплообменник 9 подают в поток газа перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор ДЭГа направляют через емкость 11 и фильтр 12 для очистки от механических примесей в регенерационную установку 13, после чего регенерационный гликоль с установки с помощью насоса 19 подают в шлейфы для предотвращения образования гидратов в них. Поток нестабильного углеводородного конденсата и водного раствора ДЭГ направляется в разделительную емкость 15 через межтрубное пространство теплообменников, где охлаждается нестабильный конденсат, поступающий из емкости 10 для впрыскивания в газовый поток. Водный раствор гликоля через фильтр поступает в установку регенерации 14, после чего насосом 19 его подают в газовый поток перед теплообменником5. конденсат из разделительной емкости 15 направляют через межтрубное пространство теплообменника 18 в деэтанизатор. Установка деэтанизации состоит из тарельчатой колоны, печи 17 и теплообменника 18. заданная температура в нижней части деэтанизатора поддерживается с помощью теплообменника 18, в котором стабильный конденсат (нижний продукт деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры 433 К, отдает тепло насыщенному конденсату, поступающему из емкости 15. охлажденный стабильный конденсат подают в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного нестабильного конденсата на верхнюю тарелку стабилизатора. В этом случае деэтанизатор работает в режиме абсорбционно-отпарной колоны.

Рис. 12.7. Технологическая схема НТС на газосборном пункте

Если предусматривается транспортировка конденсата в железнодорожных цистернах, то стабилизацию его проводят в ректификационной колонне, работающей в режиме либо частичной, либо полной дебутанизации. Газ выветривания (дегазации) из емкости 15 и газ деэтанизатора 16 через штуцер поступают в общий поток. Если давление недостаточно, то предусматривается компрессор 8. Газ дегазации из емкости 10 также возвращается в общий поток. Периодический контроль за дебитами газа и жидкости осуществляется с помощью сепаратора 1, на выкидной линии которого установлены замерная диаграмма и конденсатосборник-разделитель со счетчиками. Если на устье скважины температура газа достаточно высока и на его пути до газосборного пункта гидраты не образуются, то схему подготовки газа упрощают. На период добычи, когда требуются дополнительные источники холода на установке НТС для обеспечения требуемой токи росы, в схеме вместо штуцера устанавливают турбодетандер, использование которого дает эффект по снижению температуры, больший в 3-4 раза, чем при обычном дросселировании. В этом случае в семе предусматривают сепаратор второй ступени, предназначенный для отделения жидкости от газа, поступающего в турбодетандер. Осушенный газ из межтрубного пространства теплообменника 5 поступает на прием компрессора, установленного на одном валу с турбодетандером, и далее в промысловый коллектор.

Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями. В частности, дополнительно к теплообменнику 5 устанавливают воздушный или водяной холодильник. По мере снижения пластового давления для поддержания постоянной температуры сепарации газа на установках НТС требуется последовательное увеличение поверхности теплообменников, что приводит к необходимости перестройки установки. На рис. 12.8 изображена принципиальная схема осушки газа холодом с вводом ингибиторов гидратообразования.

Рис. 2.8. Принципиальная схема осушки газа холодом с вводом ингибиторов гидратообразования:

I – нефтяной газ; II – дренаж воды; III – осушенный газ; IV – конденсат углеводородов; V – теплоноситель; VI – хладоагент пропан; VII – хладоагент пропан; VIII – выветренный гликоль; IX – насыщенный гликоль; X – регенерированный гликоль; XI – пары углеводородов; XII – пары воды; 1 – воздушный холодильник; 2 – водоотделитель; 3 – теплообменник; 4 – пропановый охладитель; 5 – трехфазный сепаратор; 6 – отстойник; 7 – сепаратор; 8 – регенератор гликоля; 9 – насос; 10 – фильтр для гликоля.

Однако наступает такой период, когда это становится нерациональным. В таком случае вводят холод извне, либо применяют другие способы подготовки газа.

Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях принимают давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа определяют экспериментальным путем. Для обеспечения однофазного движения газа по магистральным трубопроводам температуру сепарации выбирают с учетом теплового режима работы газопровода.

Газ осушают также на установках низкотемпературной сепарации с вводом ингибиторов гидратообразования. В этом случае узел осушки работает следующим образом. Газ с промыслов подают в поршневой компрессор и сжимают до давления 4, 5 МПа. В межступенчатых холодильниках газ охлаждают до температуры 308-313 К, где выделяется вода. Для предупреждения образования гидратов в теплообменники и охладитель форсунками впрыскивают 75-81% -ный раствор ДЭГ.

Установка состоит из воздушного холодильника 1, водоотделителя 2, теплообменника3, пропанового охладителя 4, трехфазного сепаратора 5, отстойника 6, сепаратора 7, регенератора гликоля 8, насоса для гликоля 9 и фильтра для гликоля 10.

На установках НТС в качестве источника холода применяют турбодетандеры. Мощность, развиваемую на выходе турбодетандера, используют в компрессоре турбодетандерного агрегата (ТДА) для дожатия очищенного и подогретого в теплообменнике газа. Газ при выходе из установки комплексной подготовки газа (УКПГ) должен быть охлажденным, что целесообразно делать совмещением процессов подготовки и охлаждения газа в одной установке. Такая установка работает по следующей схеме. Сырой газ компримируется на дожимной компрессорной станции (ДКС) и, пройдя аппараты воздушного охлаждения (АВО), дожимается в компрессоре ТДА. Затем газ последовательно охлаждается в АВО и рекуперативном теплообменнике (РТО) (прямой ход) и, расширяясь в проточной части турбодетендора, достигает заданной температуры сепарации. Очищенный в сепараторе газ подогревается в РТО (обратный ход) до температуры 275 К, избыточный холод сырому газу (прямой ход).

⇐ Предыдущая 123 4 5 Следующая ⇒