Переработка газового конденсата.

Простейшая общая схема переработки газового конденсата выглядит следующим образом:

Рисунок 1 – Простейшая общая схема переработки газового конденсата.

 

Сепарация газоконденсатной смеси на газ сепарации и нестабильный конденсат осуществляется непосредственно на промысле (также может осуществляться деэтанизация, т.е. выделение этана из конденсата), после чего нестабильный конденсат можно транспортировать по конденсатопроводу на завод, где осуществится стабилизация конденсата и выделение продуктов первичной переработки - различные марки бензина и дизельного топлива, ШФЛУ, сжиженные газы, мазут, газ стабилизации.

Промысловая сепарация конденсата может осуществляться различными способами, например - низкотемпературной сепарацией (НТС). Высокое начальное давление природного газа используется в этом случае для получения холода и выделения вследствие этого водяного и углеводородного конденсата из газа. Холод при высоких давлениях газа получают на специальных установках, называемых установками низкотемпературной сепарации. В установках НТС отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления. Помимо выделения газового конденсата с помощью НТС также можно использовать винтовые и турбинные детандеры, адсорбционные установки, а также холодильные машины.

 

Литературный обзор.

 

3.1. Совершенствование технологии и оборудования подготовки газа. При добыче и подготов­ке газа к транспорту в местах с параметрами возможного гидратообразования (давление, температура, состав газа) предусматривают подачу метанола повышенной концентрации. Метанол может подаваться как в скважину, коллектор, шлейфы, т. е. до ус­тановок подготовки газа, так и перед теплообменниками или в теплообменники охлаждения газа, перед расширяющими устройствами. Вместе с газом на установки его подготовки поступает и углеводородный конденсат, который смешивается с водным раствором ме­танола, образуя эмульсии, ко­торые необходимо разделять. Обычно эти эмульсии разделя­ют в гравитационных раздели­телях или в разделителях с применением тонкослойных модулей, в которых движущей силой является разность плот­ностей разделяемых жидкостей. При разнице плотностей менее 150 кг/м гравитацион­ный метод разделения стано­вится неэффективным. При наличии углеводородного га­зового конденсата повышен­ной плотности и значительно­го количества насыщенного водного раствора метанола повышенной концентрации плотности разделяемых жид­костей выравниваются и прак­тически не разделяются грави­тационным отстаиванием. Процесс разделения эмуль­сии (углеводородный конден­сат - водные растворы мета­нола) усугубляется при нали­чии: механических примесей, продуктов коррозии, нераство­римых и растворимых солей. Указанные условия и приме­си способствуют образованию стойких эмульсий. Эти явления наблюдаются при разде­лении углеводородного газо­вого конденсата и водного ра­створа метанола на установ­ках комплексной подготовки газа Заполярного месторождения (УКПГ-1), 000 «Ноябрь-скгаздобыча» и ПХГ.

Проведенные исследова­ния различных эмульсий (жидкие углеводороды - вод­ные растворы гликолей; жид­кие углеводороды - водные растворы спиртов) в присут­ствии газовой фазы - диок­сида углерода, примесей - продуктов коррозии углероди­стых сталей показали, что ука­занные смеси при определенных условиях образуют стой­кие эмульсии, которые не раз­деляются гравитационным способом по истечении 2 ч и более, а то и суток.

Стойкость эмульсии зави­сит от следующих условий:

· соотношения разделяемых жидких фаз (с выравниванием объемов фаз стойкость эмуль­сии повышается);

· вязкости разделяемых жид­ких фаз или их температуры (с повышением вязкости сплош­ной жидкой фазы или пониже­нием температуры стойкость эмульсии повышается);количества растворенного в эмульсии газа (с возрастани­ем количества растворенного в эмульсии газа стойкость ее увеличивается);

· количества механических примесей и их дисперсности (с увеличением количества меха­нических примесей и диспер­сности, т. е. с уменьшением размера частиц, стойкость эмульсии повышается);

· состава механических при­месей, их способности к ад­гезии к разделяемым жидким фазам.

Структура и матрица раз­деляемых стойких эмульсий (рис. 1) наглядно демонстри­руют некоторые варианты со­стояния дисперсных фаз - это обычно газовый пузырек, вок­руг которого расположены оболочки из разделяемых жид­костей, на которых за счет сил адгезии располагаются мелко­дисперсные частицы механи­ческих примесей.

Известны способы разделе­ния стойких эмульсий с помо­щью подогрева, в поле цент­робежных сил, с применением деэмульгаторов, коагуляторов, с помощью электрических по­лей, которые направлены на ре­шение частных задач, напри­мер на снижение вязкости ос­новного слоя смеси или на уве­личение движущей силы, т.е. разности плотностей, на увели­чение диаметра капель и т. д. Известен также микроволновый способ разрушения нефтяных эмульсий, продемонстрирован­ный на НПЗ Exxonmobil, г. Тор-ране, шт. Калифорния. В дан­ном способе эмульсии разру­шаются микроволнами с помо­щью преобразователя с ком­пьютерным управлением, при этом вырабатывается радиоча­стотная энергия, которая вво­дится в промежуточный слой, рециркулируемый через волно­вод. Способ основан на том, что микроволны, поглощаемые водой, возбуждают молекулы воды, усиливают их вращение и нагревают воду, заключен­ную в эмульсионной матрице. Предлагается комплексный способ разделения стойких эмульсий с применением тер­могенераторов, основанный на следующих принципах:

· уменьшении вязкости разде­ляемых сред;

· механическом разрушении матриц эмульсии с выделени­ем из них газовой фазы;

· предварительном разделе­нии жидких фаз в центробеж­ном поле;

· тонкой фильтрации жидкости от механических примесей;

· увеличении разности плотно­стей разделяемых сред путем отпарки одной из легких фаз водного раствора;

· использовании энергии дав­ления жидкости для ее нагрева.

Для эффективного разде­ления стойких эмульсий не решить комплекс вопросов:

· увеличить разность плотно­стей разделяемых сред;

· уменьшить вязкость по край­ней мере основной фазы, в которой находится дисперсная фаза;

· дегазировать путем нагрева смеси газ из матриц эмульсии;

· разрушить стойкую оболоч­ку из механических примесей в углеводородах (разрушить силы адгезии);

· разделить гравитационным способом оставшиеся углево­дороды и водный раствор (воду);

· утилизировать газ дегазации и пары легких углеводородов;

· утилизировать энергию дав­ления смеси;

· отделить механические (твер­дые) примеси от жидких фаз.

Для решения этой задачи ДОАО «ЦКБН» и 000 «Ямбург-газдобыча» предложена мно­гофункциональная технология и оборудование нагрева, раз­рушения, разделения стойкой эмульсии с одновременной ее фильтрацией от примесей. Эта технология разделения осно­вана на гидродинамическом нагреве смеси жидкости, предварительном разделении жидкостей, в том числе в цен­тробежном поле, разрушении стойкой эмульсии ударным методом с одновременной ее фильтрацией (рис. 2).

Процесс осуществляется следующим образом. Сырой газ из скважин по шлейфам в присутствии жидких углево­дородов, водометанольного раствора, солей и примесей подают на первичную сепара­цию в сепаратор 1. Отсепарированную жидкость после дросселирования подают в дегазатор 2, из которого газ выветривания отводят на соб­ственные нужды, а жидкую эмульсию (углеводородный конденсат и водный раствор метанола) подают в фазный разделитель 3. В разделите­ле смесь нагревают через стенку или прямым смешени­ем до температуры испарения метанола теплоносителем, рециркулирующим по линиям 4 и 5 через теплогенератор 6 и (или) по линиям 7, 8, при этом наиболее эффективным является метод нагрева эмульсии с использованием тепла, снимаемого теплоно­сителем с верха регенерато­ра метанола 10. При нагреве отпаривают метанол и произ­водят процесс разрушения стойкой эмульсии, при этом выделяют из глобул смеси жидкости газ, отделяют меха­нические примеси и увеличи­вают движущую силу разделе­ния углеводородного конден­сата и водного раствора ме­танола, так как плотность пос­леднего с увеличением коли­чества отпариваемого мета­нола увеличивается и факти­чески происходит разделение фаз: углеводородный конден­сат - вода, углеводородный конденсат - механические примеси. Разделенный кон­денсат отводится в качестве продукта, вода с примесями метанола подается в качестве сырья в регенератор метано­ла 10, механические приме­си выводятся из разделите­ля 3. На схеме (см. рис. 2) также показаны линия мета­нола 9, линия углеводород­ного абсорбента 11 и блок осушки газа/2.

В качестве основного тех­нологического аппарата по представленной схеме предла­гается использовать теплоге­нератор, совмещенный с фаз­ным разделителем. Теплогене­ратор прошел стендовые испы­тания для нагрева сред: воды, водных растворов гликолей. Схема испытательного стенда включает насос, соединенный с теплогенератором, снабженным разгонным и тормозным цент­робежным устройством, фильтр тонкой очистки (≥ 1 мкм), раз­делительную емкость.

При рециркуляции смеси за счет периодического разгона и торможения жидкости происходит ее нагрев с умень­шением вязкости и выделе­нием газовой фазы, которая собирается по оси закручен­ного потока. При  вращении жидкости происходит одно­временно разделение эмуль­сии в центробежном поле на углеводородную и водную фазы. После разгона жидко­сти при ударном торможении происходит разрушение мат­риц (глобул) стойкой эмуль­сии с выделением раствори­мого газа.

С испарением при нагре­ве легких фракций (метано­ла) разность плотностей меж­ду жидкими  углеводородами  и водным  раствором увели­чивается (Ар > 150 кг/м^З ) , что позволяет разделить их обычным гравитационным способом. На стенде был осу­ществлен вариант фильтра­ции части жидкости через металлокерамический самоочи­щающийся фильтр для отде­ления и отвода механических примесей.

 

 

 

Рис. 1. Структура и матрица разде­ляемых стойких эмульсий:

1 - легкая жидкая фаза; 2 -промежуточная фаза; 3 - тяже­лая жидкая фаза;

4 - углево­дородная оболочка; 5 - газо­вая фаза; 6 - водная оболочка;

7 - механические примеси.

 

Рис. 2. Технологическая схема подготовки углеводородного газа.

 

3.2. Перспективные технологии глубокой промысловой переработки природного газа.

Глубокая промысловая переработка природного газа связана решением много­образных проблем стабилизации, сероочистки и осушки газа перед подачей в магистральный трубопровод. Далеко  не последнюю роль при этом играют вопросы экологически безопасной утилизации сернистых соединений. Это целый комплекс технических вопросов, которые могут быть решены только применительно к конкретному составу сырья. В связно этим в 000 «Оренбурггазпром» были пред­приняты попытки исследовать возможность комплексной обработки газа с ути­лизацией серосодержащих соединений непосредственно на промысловых установках с использованием абсорбционных и каталитических методов.

Особенностью технологии промыс­ловой очистки и переработки сме­шанного сырья малых газоконденсатных и нефтяных месторождений явля­ется необходимость одновременного и высокоэкономичного решения целого ряда технологических задач:

· разработки условий эффективной низ­котемпературной сепарации газа;

· обеспечения глубокой сероочистки и эффективной осушки газового сырья;

· утилизации серосодержащих соедине­ний и регенерации поглотителей;

· стабилизации конденсата и нефти.

При всем многообразии существующих подходов определяющими фактора­ми являются глубина залегания продук­тивных пластов, давление на устье сква­жины, а также концентрация сероводо­рода и меркаптанов в сырьевом потоке. Последний параметр позволяет класси­фицировать большинство потенциальных сырьевых источников как высоко - и среднесернистые.

Изучение свойств комбинированных абсорбентов, выбор состава абсорбента и исследования влияния термодинами­ческих параметров на степень извлече­ния кислых компонентов проводились на лабораторной, а затем пилотной ус­тановках [1]. Целью такого рода иссле­дований было создание эффективной и компактной технологии глубокой очис­тки газа.

Результаты экспериментальных иссле­дований далее были взяты за основу для расчета абсорбера производительностью 500 т/ч для решения проблем как глу­бокой сероочистки, так и обезвоживания и демеркаптанизации с использовани­ем маловодного комплексного абсорбен­та типа Укарсол, включающего в себя третичный амин МДЭА, метиловые эфиры ПЭГ и массовую долю воды с блока ре­генерации 5-8 %. Использование МДЭА в составе такого рода композиций свя­зано с низкой вязкостью третичного ами­на и необходимостью глубокой хемосорбции сероводорода. Это тем более ак­туально для получения кислого газа за­данного состава, если речь идет о пе­реработке сырого газа с повышенным содержанием диоксида углерода. Напро­тив, метиловые эфиры ПЭГ находят весь­ма широкое применение в качестве фи­зического поглотителя меркаптанов.

Комплексный абсорбент, эффектив­ность которого подробно оценена ниже.

представлен двумя граничными соста­вами (массовая доля, %):

1) 37% МДЭА + 57 % ДМПЭГ + 6 % Н₂О;

2) 64 % МДЭА + 28 % ДМПЭГ + 8 % Н₂О.

Оба варианта были использованы для глубокой очистки сырья, имеющего состав (объемная доля, %), вполне тради­ционный для газа нефтяных оторочек и малых газоконденсатных месторождений: СОз - 0,229; H2S - 0,841; С₁ - 91,902; С₂ - 2,213; С₃ ~ 0,598; С₄ - 0,068; N₂ -3,871; i-С₄ - 0,136; i - C ₅ - 0,048; С5- 0,048; С₆ - 0,028; С₇ - 0,007; C₈ - 0,001; COS -0,0005; i-C₂H₅SH - 0,002; i-C₃H₇SH - 0,003; i-C₄H₉SH - 0,0002; CH₃SH - 0,004.

Также оценивались различия в пере­работке сырья на абсорбентах (1,2) как для низконапорного (р = 3 МПа), так и для высоконапорного (р = 6 МПа) газа.

Глубина очистки исходного газа от сероводорода при кратности орошения примерно 0,1 моль/моль (табл. 1) нахо­дится в пределах 75-95 %. Из получен­ных данных следует, что хемосорбция сероводорода третичным амином в вы­соковязких средах находится в диффу­зионной области и незначительно зави­сит от доли МДЭА в абсорбенте. Поэто­му глубина очистки значительно увели­чивается (на 20-30 %) благодаря повы­шению уровня физической растворимо­сти при переходе с низконапорного газа на высоконапорный.

Повышение эффективности массообмена может быть также достигнуто уве­личением количества подаваемого аб­сорбента. Именно это подтвердила оп­тимизация модели абсорбера на очис­тку сырого газа от сероводорода до уровня европейских стандартов (менее 7 мг/м^З ) , которая требует организации в аппарате кратности орошения более 0,5 моль/моль.

Глубина очистки исходного газа от меркаптанов при кратности орошения около 0,1 моль/моль составила в боль­шинстве случаев (табл. 2) более 90 %, что свидетельствует о хорошей растворимо­сти тиолов в метиловых эфирах МЭГ. При этом по содержанию меркаптанов уда­лось выйти на уровень европейских стан­дартов (менее 16 мг/м³) как для высо­ко-, так и для низконапорного газа.

Глубина очистки исходного газа от диоксида углерода при кратности оро­шения примерно 0,1 моль/моль приве­дена в табл. 3. При использовании тре­тичного амина полученные данные ил­люстрируют только зависимость глуби­ны очистки от интенсивности физичес­кого растворения СО₂ в абсорбенте при различных давлениях.

В табл. 4 приведены данные о раство­римости углеводородов в насыщенном абсорбенте. Для рассмотренных составов она довольно велика (от 0,4 до 0,03 %) и почти линейно зависит как от доли ме­тиловых эфиров ПЭГ, так и от давления. Примерно 90-95 % поглощенного газа приходится на метан, что соответствует его доле в составе сырого газа и пред­полагает решение технических проблем дегазации насыщенного абсорбента в экспанзерной емкости.

Дополнительный и серьезный недо­статок эфиров ПЭГ в качестве компонентов маловодных комплексных абсор­бентов - их значительные потери с очищенным газом. Так, для диметиловых эфиров этилен- и диэтиленгликоля объемная доля этих компонентов в по­токе очищенного газа составляет от 0,25 до 0,4 %. Указанный показатель зави­сит прямо пропорционально от доли эфиров в абсорбенте и обратно пропор­ционально от давления в аппарате. Поэтому разработчики технологии Укарсол вынуждены были перейти на более тяжелые и одновременно более вязкие диметиловые эфиры три-, тетра- и пентаэтиленгликоля.

Подобных недостатков лишены компо­зиции, в которых эфиры ПЭГ частично или полностью заменены спиртосодержащими составами на основе этиленгликоля или метанола. Данные об испытании таких составов на пилотных стендах и моделировании абсорбера для очистки газа с их использованием свидетельствуют:

· растворимость углеводородов в насы­щенном абсорбенте падает более чем на порядок, значительно облегчая их после­дующее отделение;

· унос компонентов абсорбента с очи­щенным газом понижается на 1,5-2,0 по­рядка за счет образования устойчивых ас­социативных связей гидроксильных и аминогрупп;

· резко увеличиваются водопоглощающие свойства спиртосодержащих абсор­бентов в сравнении с диметиловыми эфирами ПЭГ.

Содержание воды в газе, очищенном составами 1, 2, приведено в табл. 5 с указанием соответствующей темпера­туры точки росы по влаге. Для сравне­ния приведены аналогичные данные для изученного нами состава [1] с массо­вой долей воды 4 %.

Как видно из этой таблицы, содержа­ние влаги в газе, прошедшем перера­ботку абсорбентами 1, 2 на основе ме­тиловых эфиров ПЭГ, довольно велико благодаря влагопоглотительным свой­ствам эфиров и поэтому требует допол­нительной стадии осушки перед пода­чей в магистральные трубопроводы. Тог­да как модифицированный поглотитель [1] может быть успешно использован для очистки и осушки газа с прямой пода­чей в магистральный трубопровод в летний период. Незначительная доосушка зимой позволит снизить влагосодержание газа с 0,0788 до 0,045 г/м³ и получить точку росы -15 ⁰С.

Одним из перспективных направлений переработки кислых газов регенерации абсорбента в условиях промысловой очистки является каталитическое окисление сероводорода в элементарную серу .

Краткое описание. Суть метода зак­лючается в проведении реакции непол­ного окисления сероводорода (реакция Клауса)

H₂S + 0,50₂    (l/n) Sn + НзО

на специальном катализаторе в таком ре­жиме, чтобы свести к минимуму побочную реакцию окисления сероводорода до диоксида серы:

H₂S + 1,5 0₂        S0₂ + Н₂О.

Установка состоит из каталитическо­го реактора 2 (рисунок), в который по­дается предварительно подогретая до температуры 200 ⁰Ссмесь кислый газ - воздух. Выходная температура не дол­жна превышать 350 ⁰С, так как это приводит к резкому снижению селективно­сти и степени конверсии процесса. Ре­гулировка температуры осуществляется дозированной подачей воздуха на вход в каталитический реактор.

Эффективность. В случае соблюде­ния условий высокой селективности ка­тализатора процесс может обеспечивать степень конверсии 80 - 90 % и выше. Это объясняется отсутствием термодинами­ческих ограничений на процесс.

Область применения. Процесс  ис­пользуется для одноступенчатой пере­работки кислого газа в серу с концент­рацией сероводорода до 5 %. Разновидность данного процесса в сочетании с прямым Клаус - процессом, известная под названием СуперКлаус, применя­ется для увеличения степени конверсии сероводорода.

Промышленные установки. В насто­ящее время в мире эксплуатируется бо­лее десятка установок по переработке кислого газа методом прямого окисле­ния сероводорода; в том числе одна - в СНГ (Узбекистан).

 

 

Абсорбент	t, 0С	р, МПа	Объемная доля H2S		Глубина очистки, %
			в сыром газе	в очищенном газе
1	40	3	0.841	0.1134	86.51
	40	6	0.841	0.0541	93.57
2	40	3	0.841	0.2060	75.51
	40	6	0.841	0.0723	91.41

 

Таблица 1

Абсорбент	t, 0С	р, МПа	Объемная доля RSH		Глубина очистки, %	Содержание RSH в очищенном газе , мг/м3
			в сыром газе	в очищенном газе
1	40	3	0.009	0.00036	95.99	7.8
	40	6	0.009	0.00026	97.09	5,7
2	40	3	0.009	0.00106	88.17	24.0
	40	6	0.009	0.00069	92.30	15.9

Таблица 2

Абсорбент	t, 0С	р, Мпа	Объемная доля H2S	Глубина очистки, %	Молярная доля СО2 в очищенном газе, %	Глубина очистки %
			в сыром газе
1	40	3	0.229	86.51	0.1295	43.33
	40	6	0.229	93.57	0.108	52.58
2	40	3	0.229	75.51	0.1471	35.64
	40	6	0.229	91.41	0.1157	49.40

Таблица 3

Абсорбент	t, 0С	р, Мпа	Массовая доля алканов в насыщенном абсорбенте, %
1	40	3	0.231
	40	6	0.404
2	40	3	0.029
	40	6	0.056

Таблица 4

Абсорбент	t, 0С	р, Мпа	Объемная доля H2О в очищенном газе, г/м	Объемная доля H2О в очищенном газе, %	Точка росы, 0С
1	40	3	0.426	0.053	12
	40	6	0.185	0.023	7
2	40	3	0.455	0.057	13
	40	6	0.225	0.028	9
[1]	40	6	0.0788	0.010	-8

Таблица 5