Клапан джоуля томсона в процессе низкотемпературной сепарации

Низкотемпературная сепарация газа

Газ, обладающий высоким пластовым давлением, подготавливают в установках низкотемпературной сепарации (НТС), при этом используется энергия самого газа.

Этот метод применяется на первой стадии разработки месторождений природного газа, когда пластовые давления достаточно высокие. Методы низкотемпературной сепарации приемлемы также для подготовки нефтяного газа высокого давления. При разработке нефтяных месторождений с газовым фактором 1000 м 3 /т и более нередко осуществляют низкотемпературную сепарацию нефти и газа, получая при этом нефтяной газ, не требующий отбензинивания и осушки.

Наиболее широко метод низкотемпературной сепарации применяется для подготовки газа из газоконденсатных месторождений.

Метод низкотемпературной сепарации заключается в использовании свойства газа изменять свою температуру при резком снижении давления (дросселировании). Это свойство получило название дроссель-эффект, или эффект Джоуля–Томсона.

Величина изменения температуры газа при снижении его давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля–Томсона. Для идеального сухого газа этот коэффициент равен примерно 0,3 ºС. Однако реальные газы всегда содержат влагу и тяжелые углеводороды, которые при понижении переходят в жидкое состояние, выделяя скрытую теплоту конденсации. Поэтому в реальных условиях коэффициент Джоуля–Томсона составляет 0,15–0,25 ºС.

Проявление эффекта Джоуля–Томсона можно нередко наблюдать на газопроводах и оборудовании, которые покрываются белым налетом в виде инея или снега. Этот налет образуется из влаги окружающего воздуха, конденсирующейся на металлических поверхностях, охлажденных газом в результате снижения его давления на штуцерах, задвижках, при расширении в аппаратах, при изменении диаметром газопроводов и т. д.

Оптимальное начальное давление газа, при котором в реальных условиях в результате дроссель-эффекта может быть достигнуто охлаждением этого газа, необходимое для его качественной подготовки, обычно составляет 16-30 МПа.

Рис. 3.3. Технологическая схема подготовки газа методом низкотемпературной сепарации:

I – конденсат на подготовку; II – конденсат и ДЭГ на разделение и подготовку; III – газопровод подготовленного газа; 1 – газоконденсатная скважина; 2 – сепаратор;

3 — теплообменник; 4 – холодильная машина; 5 – дроссель;

6 – низкотемпературный сепаратор; 7 — конденсатосборник

Принцип работы установки НТС следующий (рис. 3.3). Газ из скважины 1 по газопроводу-шлейфу поступает в сепаратор 2, затем газ охлаждается в теплообменнике 3 и через штуцер 5, в котором его давление снижается до 7-8 МПа, подается в низкотемпературный сепаратор 6.

Перед тепло­обменниками 3 в поток газа для предотвра­щения гидратообразования насосом подается диэтиленгли­коль (ДЭГ) 90. 92%-ной концентрации в количестве 2. 2,5 кг на 1 тыс. м 3 газа.

В сепараторе 2 от газа отделяются влага и наиболее тяжелые углеводороды, сконденсировавшиеся в шлейфе, в сепараторе 6 выпадают углеводородный конденсат и вода с ингибитором. Конденсат из сепараторов 2 и 6 поступает в конденсатосборники 7.

Часть газа из низкотемпературного сепаратора 6 поступает напрямую в газопровод III, а другая часть – в теплообменник 3 для охлаждения неподготовленного газа и затем также в газопровод III. Количество газа, направляемого из сепаратора 6 в теплообменник 3, регулируются с учетом обеспечения оптимального режима низкотемпературной сепарации.

По истечении определенного времени разработки месторождения, когда давление газа снижается и становится недостаточным для необходимого охлаждения его за счет дроссель-эффекта, газ проходит через холодильную машину 4, вырабатывающую искусственный холод для дополнительного охлаждения газа.

Процесс подготовки конденсата, выделяющегося из газа на установках НТС, заключается в разделении его на воду (или водный раствор ДЭГ) и углеводородный конденсат. Углеводородный конденсат подают в газопровод или используют на собственные нужды, например в котельной. Раствор ДЭГ направляется на регенерацию.

Источник

Низкотемпературная сепарация природного газа для извлечения целевых компонентов

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 19.02.2017 2017-02-19

Статья просмотрена: 1674 раза

Библиографическое описание:

Ишмурзин, А. А. Низкотемпературная сепарация природного газа для извлечения целевых компонентов / А. А. Ишмурзин, Р. Ф. Мияссаров, Р. А. Махмутов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 7 (141). — С. 69-72. — URL: https://moluch.ru/archive/141/39823/ (дата обращения: 31.10.2021).

На газоконденсатных месторождениях РФ для подготовки газа к дальнему транспорту применяется метод низкотемпературной сепарации (НТС). Метод состоит в охлаждении потока газа за счет дросселирования избыточного давления и механического разделения образовавшихся жидкой и газовой фаз [1]. В качестве источников производства холода используют дроссель, эжектор, турбодетандерный агрегат и другие устройства. Метод НТС для извлечения жидких фаз на газоконденсатных месторождениях был впервые применен в США в 1951 году. Получение низких температур достигалось дросселированием газа. Это связано с тем, что в начальный период эксплуатации газоконденсатных месторождений давление сырья на входе в установки комплексной подготовки газа (УКПГ), как правило, значительно больше, чем давление, при котором газ подается в магистральный газопровод.

Дросселяция газа основана на применении эффекта Джоуля-Томпсона. Эффектом Джоуля-Томсона называется изменение температуры газа при адиабатическом дросселировании — медленном протекании газа под действием постоянного перепада давлений сквозь дроссель (пористую перегородку).

В узком сечении скорость потока возрастает, кинетическая энергия расходуется на внутреннее трение между молекулами. Это приводит к испарению части жидкости и снижению температуры всего потока. После дросселирования смесь газа с температурой -10–25 °С и выпавшей жидкости входит в низкотемпературный сепаратор. Такая схема подготовки газа, характеризуется низкими капитальными вложениями, в тоже время позволяет эффективно готовить газ к транспорту, но имеет ряд недостатков.

– Наличие подвижных частей в клапане НТС и их движение относительно друг друга.

– Наличие перепада давления по установке;

– ввод дожимной компрессорной станции (ДКС) на ранних сроках эксплуатации;

– в летний период не всегда обеспечивается отрицательная по Цельсию температура товарного газа.

Установки НТС оправдывают себя на начальных стадиях эксплуатации скважин или на небольших месторождениях, где экономически нецелесообразно строительство более сложных и дорогих установок.

По мере разработки месторождения, при его истощении, следовало бы для поддержания заданного уровня добычи жидких углеводородов из все облегчающегося состава исходной смеси снижать температуру сепарации. На практике же из-за непрерывного снижения свободного перепада давления температура сепарации постоянно растет. Вышесказанное является существенным недостатком системы НТС.

Самым распространенным способом понижения температуры на газоконденсатных промыслах является изоэнтропийное расширения, при помощи детандерного оборудования [1].

Турбодетандеры — лопаточные машины непрерывного действия, в которых поток проходит через неподвижные направляющие каналы (сопла), преобразующие часть потенциальной энергии газа в кинетическую, и систему вращающихся лопаточных каналов ротора, где энергия потока преобразуется в механическую работу, в результате чего происходит охлаждение газа. Расширяющийся газ совершает работу, при этом КПД процесса превышает 80 % [2].

Рис. 1. Снижение температуры газа при изоэнтропийном 1 и изоэнтальпийном расширении газа 2

Учитывая изложенное ранее была разработана технология подготовки газа на основе 3S сепарации. 3S сепарация (от англ. super sonic separation) — новейшая технология, предназначенная для извлечения целевых компонентов из природных газов. Технология базируется на охлаждении природного газа в сверхзвуковом закрученном потоке газа [3].

Принципиальная схема охлаждения базируется на использовании охлаждения газа в сверхзвуковом закрученном потоке природного газа.

Рис. 2. 1 —Завихряющее устройство; 2 — сопло Лаваля; 3 — рабочая секция; 4 –двухфазный сепаратор газ-жидкость; 5 — диффузор; 6 — направляющий аппарат

Входной поток газа закручивается в лопатках неподвижного завихрителя 1, далее закрученный поток ускоряется до сверхзвуковой скорости в сверхзвуковом сопле Лаваля 2. В таком сопле газ разгоняется до скоростей, превышающих скорость распространения звука в газе, где за счет расширения падает его давление и температура, далее проходя через сужающуюся часть сопла (скорость газа резко возрастает. При этом за счет перехода части потенциальной энергии потока в кинетическую энергию происходит сильное охлаждение газа. Далее закрученный поток газа поступает в рабочую секцию 3 в которой происходит конденсация целевых фракций природного газа. Образующиеся капли за счет центробежных сил, обусловленных закруткой потока, двигаются к стенкам рабочей части. На выходе из рабочей части формируется центральное ядро потока, очищенное от целевых фракций, и пристеночный двухфазный пограничный слой, состоящий из жидкости (углеводородов и воды) и газа, и отброшенный к периферии более тяжелый компонент выводится из сепаратора посредством щели образованной диффузором 5 и рабочей секцией 3.

По сравнению с традиционными схемами подготовки газа использование 3S-сепараторов имеет следующие преимущества:

– Позволяет отказаться от использования химикатов для борьбы с гидратообразованием (время пребывания газожидкостной смеси внутри сепаратора составляет тысячные доли секунды, за столь малый промежуток времени гидраты не успевают сформироваться)

– Малая занимаемая площадь и масса установки, высокая транспортабельность и монтажеспособность (сепаратор, спроектированный на рабочее давление в 100 бар имеет длину 2 м);

– Упрощение конструкции установки;

– Продление периода бескомпрессорной эксплуатации месторождения;

– Снижение затрат мощности компрессорных станций без снижения производительности (достигает 50–70 %);

– Углубленное извлечение пропан-бутанов и этана;

– Предотвращение уноса конденсата из сепараторов НТС за счет увеличения степени извлечения фракций C5+ (30 % рост извлечения при одинаковых энергозатратах) [5];

– Эффективное извлечение CO₂ и H₂S из кислых природных газов [2];

– В 3S-сепараторе отсутствуют движущие части и, как следствие, нет необходимости в трудоемком и высококвалифицированном текущем обслуживании аппарата;

– Можно использовать на платформах и в подводных системах подготовки газа.

Рис. 3. Сравнительный график эффективности

На рисунке 3 изображен сравнительный график эффективности для клапана НТС, турбодетандера и 3S сепаратора. Общий вид 3S сепаратора представлен на рисунке 5.

1. Ишмурзин А. А., Мияссаров Р. Ф. Повышение эффективности разделения компонентов природного и попутного нефтяного газа. // Материалы IV Международной научной конференции «Актуальные вопросы технических наук». — Краснодар: «Молодой ученый», 2017. — С. 48–51.
2. ГриценкоА.И., ИстоминВ.А., КульковА.Н., Сулейманов Р. С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. — Москва: ОАО «Издательство Недра», 1999. — 473 с.
3. Информационно аналитический центр RUPEC
4. Берлин М. А. «Неудобный попутчик» //Сфера. Нефть и газ. — 2013— № 1— С 90–92.

Источник

Низкотемпературная сепарация углеводородов из природного и нефтяного попутных газов

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 26.03.2015 2015-03-26

Статья просмотрена: 14297 раз

Библиографическое описание:

Кобилов, Х. Х. Низкотемпературная сепарация углеводородов из природного и нефтяного попутных газов / Х. Х. Кобилов, Д. Ф. Гойибова, А. П. Назарова. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2015. — № 7 (87). — С. 153-155. — URL: https://moluch.ru/archive/87/14912/ (дата обращения: 31.10.2021).

Низкотемпературная сепарация является наиболее эффективным процессом для выделения и отделения из сырого газа всех высококипящих компонентов.

Кроме того, сепарация газа при низкой температуре является отличным средством для дегидратации его, так как под действием сравнительно низких температур содержащиеся в газе пары воды конденсируются в капельную жидкость, переходя затем в кристаллогидраты, которые, как и жидкие углеводороды, в сепараторах отделяются от газа.

Можно утверждать, что низкотемпературная сепарация является высокоэффективным комплексным процессом, освобождающим газ от воды и «выбивающим» из него высококипящие компоненты.

Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого (100–200 am) давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ.

Низкотемпературная сепарация газа — процесс промысловой обработки природного газа c целью извлечения из него газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при температурах от 0 до -30°C. Первая промышленная установка низкотемпературной сепарации (HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950, в CНГ в 1959.

Рис. 1. Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа: I — сепаратор первой ступени; II — газовый теплообменник; III — испаритель-холодильник; IV — штуцер; V — низкотемпературный сепаратор; 1 — необработанный газ; 2 — смесь углеводородного конденсата и воды; 3 — ингибитор гидратообразования; 4 — обработанный газ; 5 — смесь углеводородного конденсата и насыщенного водой ингибитора гидратообразования

Низкотемпературная сепарация осуществляется по следующей схеме. Газ из скважины по шлейфу проходит (рис.1) через сепаратор первой ступени (для предварительного отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах и шлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепарированного холодного газа. После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давления максимальной конденсации (или близкого к нему), температура его при этом снижается (за счёт дроссель-эффекта). B сепараторе вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости газового потока выпадают конденсат и влага, которые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловый сборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата. C целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включён турбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки месторождения) до значения, при котором не представляется возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счёт энергии пласта, в схему включается источник искусственного холода — холодильный агрегат. Технологический режим установки HTC определяется термодинамической характеристикой месторождения, составом газа и конденсата, a также требованиями, предъявляемыми к продукции промысла. Для предупреждения образования гидратов в схемах HTC предусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования. Давление последней ступени сепарации определяется давлением в газопроводе, температура — из условия глубины выделения влаги и тяжёлых углеводородов. Технология низкотемпературной сепарации пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (C5+B) до 97 %, a также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа. Достоинством установки HTC являются низкие капитальные и эксплуатационные затраты (при наличии свободного перепада давления), недостатком — низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счёт облегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта.

Для повышения эффективности HTC используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильного конденсата или др. углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа (замена низкотемпературного сепаратора на абсорбер-сепаратор — многофункциональный аппарат, в котором при различных этапах разработки месторождения можно осуществлять процессы HTC, a также абсорбционного отбензинивания и осушки газа).

Эффективным на сегодняшний день является применение Системы Низкотемпературной Сепарации (НТС) и Низкотемпературной конденсации (НТК) углеводородов из природного и нефтяного попутных газов прямым охлаждением.

Для обеспечения точки росы газа по углеводородам и числа Воббе из газа в процессе подготовки удаляют основную часть углеводородов С₅₊ и часть углеводородов С₃;С₄. Практически всегда это осуществляют за счёт использования процесса низкотемпературной сепарации газа. Часть указанных углеводородных компонентов выделяется из газа при сепарации в процессах ступенчатого сжатия и охлаждения газа. Для охлаждения газа могут быть использованы процессы внешнего охлаждения, дросселирования, детандирования и другие.

Метод низкотемпературной сепарации, при котором охлаждение газа осуществляется холодом, вырабатываемым внешней холодильной станцией, является самым эффективным для контроля точки росы по углеводородам и их сепарации, для скважин с малым давлением или на этапе падения температурного эффекта дросселирования.

По мере разработки месторождения на истощение для поддержания заданного уровня добычи жидких углеводородов из все облегчающегося состава исходной смеси необходимо снижать температуру сепарации. На практике же из-за непрерывного снижения свободного перепада давления температура сепарации постоянно растет. Поэтому на снижение эффективности НТС в процессе эксплуатации объективно влияют одновременно два фактора — облегчение состава пластовой смеси и повышение температуры сепарации.

В современных условиях установки НТС необходимо заменять установками (заводами) низкотемпературной конденсации (НТК), отличающимися значительно более низкими температурами охлаждения потоков (до -120 °С). Такие уровни температур обеспечивают глубокое извлечение не только жидких углеводородов, но и пропана и этана.

В процессе низкотемпературной конденсации (НТК) газа охлаждение продолжают лишь до заданной степени конденсации паровой фазы (исходного газа), которая определяется необходимой глубиной извлечения целевых компонентов из газа и достигается с помощью вполне определенной (в зависимости от состава исходного газа и давления в системе) конечной температуры процесса охлаждения.

Совместно с адсорбционными блоками осушки газа (БОГ) с замкнутым циклом регенерации, блоки НТС или НТК позволят подготовить газ, для высокоэффективной работы газотурбинных электростанций подавая сухое и качественное топливо или получая жидкие углеводороды.

Применение БОГ и НТС, НТК на входе компрессора, позволит не только подготовить товарный газ, но и защитить масло компрессора от влаги и растворяемых в нем углеводородов, что значительно снизит эксплуатационные расходы компрессора и увеличит его моторесурс.

Системы низкотемпературной сепарации (НТС), наиболее эффективны для получения товарной продукции, в виде сжиженной пропан-бутановой фракции, для заполнения баллонов и газового бензина на малодебитных газовых и нефтяных скважинах.

Низкотемпературная конденсация (НТК) обеспечивает глубокое извлечение и высокую чистоту товарных продуктов, она наиболее экономична из всех используемых ныне процессов.

1. Багатуров С. А. Основы теории и расчета перегонки и ректификации. М.: Химия, 1974. — 439 с.

2. Молоканов Ю. К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. М.: Химия, 1980.- 407 с.

3. Скобло А. И., Молоканов Ю. К., Владимиров А. И., Щелкунов В. А. Процессы и аппараты нефтегазопеработки и нефтехимии. 3-е изд., перераб. и доп. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 677 с.

4. Стабников В. В. Ректификационные аппараты. М.: Машиностроение, 1965. — 356 с.

Источник