Подготовка газа на газовых и газоконденсатных месторождениях имеет ряд особенностей. Уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки. Для поддержания требуемого давления приходится со временем устанавливать дополнительное оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы). Изменяется во времени и состав добываемого газа по мере падения пластового давления. Растет концентрация легких (до С4) и падает концентрация тяжелых (С5 и выше) углеводородов в газе и газовом конденсате. Общим принципом выбора схемы подготовки и переработки газа является их двухступенчатостъ. На первой ступени проводят промысловую подготовку газа для отделения капельной влаги, для его осушки и очистки от азота, углекислого газа и сернистых соединений, а на газоконденсатных месторождениях - для отделения от газа сырого газового конденсата и его стабилизации с целью подготовки газа и газового конденсата к транспорту в крупные центры переработки - ГПЗ и НПЗ.

Газ выносит из скважины взвешенную капельную жидкость (газовый конденсат и воду) и мелкие частицы горной породы, т. е. он является дисперсной системой с жидкой и твердой фазами. Для их отделения применяют физическую сепарацию в гравитационных, инерционных, центробежных и низкотемпературных сепараторах. Выбор типа сепаратора зависит от предъявляемых требований к процессу и от исходных характеристик газового потока. Смесь конденсата и воды со сборных пунктов и сепараторов поступает в разделители-отстойники, где воду отделяют от сырого газового конденсата. Стабилизацию сырого газового конденсата с целью удаления из него наиболее легких углеводородов С3-С5 проводят в стабилизаторах - ректификационных колоннах. Стабильный газовый конденсат должен иметь давление насыщенных паров не более 67-93 кПа (500-700 мм рт. ст.) для его дальнейшей транспортировки в железнодорожных цистернах.

Природный газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен отвечать требованиям действующих стандартов: он не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и т.п., качество газа должно обеспечить его транспорт в однофазном газообразном состоянии, т. е. в газопроводе не должны образовываться углеводородная жидкость, водяной конденсат и газовые гидраты.Влагосодержание углеводородных газов, воздуха и других газов оценивается абсолютной влажностью (в граммах водяных паров на 1 м3 газа) и относительной влажностью (в процентах или в долях единицы), а также температурой точки росы (точкой росы). Присутствие в природном газе влаги во время его транспортировки может приводить к нежелательным явлениям: образованию капельной влаги при компримировании газа, появлению гидрат-ных твердых соединений (микрокристаллов льда), забивающих газопроводы, арматуру и приборы контроля. Поэтому углеводородные и другие газы подвергают осушке, и мерой глубины такой осушки является точка росы - температура, при которой в газе начинает образовываться капельная влага (ГОСТ 20061-84). В борьбе с образованием газовых гидратов широко применяют ингибирование газа (введение ингибитора в поток газа). В качестве ингибиторов широкое распространение получили метанол (опасен, ядовит) для борьбы с гидратообразованием и гликоли (диэтиленгликоль и др.) для осушки газа. Для абсорбционной осушки природного и других углеводородных газов можно применять различные поглотители влаги, среди них распространены гликоли в виде высококонцентрированных растворов (99 % и более): этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Абсорбционная осушка газа осуществляется в колонных аппаратах - абсорберах. Некоторые показатели качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, приведены в табл. 1.2.

Увеличить


Летний период I длится с 1 мая по 30 сентября и зимний период II - с 1 октября по 30 апреля. Для северных месторождений влагосодержание подаваемого в газопроводы газа должно составлять 0,022 г/м3 (зимний период) и 0,044 г/м3 (летний период), которые соответствуют точкам росы минус 25 и минус 15 °С при давлении в газопроводе 5,5 МПа и при давлении 7,5 МПа - соответственно минус 23 и минус 14 °С.

Некоторые показатели качества стабильного газового конденсата для транспортировки железнодорожным транспортом и по трубопроводам представлены в табл. 1.3.

Для полной оценки товарного качества стабильного газового конденсата необходимо также определять и следующие характеристики: фракционный состав, содержание сернистых соединений, ароматических углеводородов и высококипящих парафиновых углеводородов, температуру застывания и др.

Увеличить




Похожие статьи: - Сжижение природного газа Следующее: - Транспорт нефти и газа Предыдущее: - Подготовка нефти


Вы можете скачать файл реферат "Подготовка газа" курсовую работу абсолютно бесплатно. Скачивая файл, помните, что он служит основой для самостоятельной работы.

Чтобы получить полную информацию, подпишись на нас Vk.com/enciklopediyatehniki