Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 [ 96 ] 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284

Постановление от 28 января 1981 г. расширило предыдущие требования с учетом качества вновь импортируемого газа и уточнило содержание серы и сернистых соединений в природном газе, транспортируемом по магистральному газопроводу:

Статья1: Транспортируемый газ не должен быть коррозионным, т.е. не должен вступать в химическую реакцию с материалами, составляющими магистральный газопровод, не менять физические характеристики этих материалов.

Статья 2: Газ считается некоррозионным, если его химический состав остается в тех же пределах, что и для газов, обычно транспортируемых по трубопроводам. Он считается также некоррозионным, если состав транспортируемого газа, качество используемых материалов, а также физические условия использования те же, что и для газа, транспортируемого в течение предшествующего периода (как минимум пяти лет) без проявления агрессивной коррозии.

Статья 3: Если предписания статьи 2 не выполняются, природные горючие газы, транспортируемые по трубопроводам, должны отвечать характеристикам следующей ниже таблицы.

Требования к товарные газам.

Должны быть установлены контрольные приборы, позволяющие осуществлять последовательное оп-редаление содержания сероводорода, общей серы и влажности газа в местах добычи и в местах получения природного импортируемого газа, и должны быть предусмотрены устройства, позволяющие ежегодное изъятие во время эксплуатации контрольных элементов, подвергшихся напряжениям того же порядка величин, что и стенки трубопровода.

Требования других стран похожи: так, содержание Нг8 лимитируется 22 мг • м-з в США; точка росы меняется от 0°С до -8°С в зависимости от территорий.

2.4.1.2. Требования, транспортом виде (С.Н.Г.)

Природный сжиженный газ для его транспорта в жидком виде не должен удовлетворять никаким регламентирующим требованиям; однако могут существовать договорные требования, связывающие различных партнеров одной сетью С.Н.Г.

Подготовка природного газа перед сжижением включает обязательно Т1цательное обезвоживание (осушку), извлечение углекислого газа и обвссеривание, а также извлечение тяжелых углеводородов

связанные с газа в жидком

в такой мере, чтобы исключить их выпадение в твердой фазе; соответственно, после регазификации природный сжиженный газ должен удовлетворять всем требованиям трубопроводного транспорта

2.4.2. Типовая схема эксплуатационной скважины

Оборудование

устья скважины

Соединение подвески колонн 3C333V

5000

(1) 20*-(1) 13*3/8-

(1) 9*5/8

POV 12.000

газосборную сеть

Линия управления Клин Г

Клапан-отсекатель наземного управления

250 781

(1) (2)

ГУплотнение3112 --3200

- Пакер 3351 (уплотнение)

5*3/4 Открытый забой

- Башмак 3353 2-7/8 3398

3680

Продуктивный пласт

Тигюаая схема эксплуатационной скважины.

2.4.3. Типовая схема переработки

2.4.3.1. Цель переработки

Некоторые компоненты природного газа должны быть удалены, чтобы удовлетворить требованиям потребителя.

Другие могут быть извлечены для повышения стоимости. Можно привести в качестве примера:

- в первом случае:

• НгЗ : токсичный, коррозионно агрессивный и приводящий к хрупкости металла труб,

• СОг: коррозионный в присутствии воды и имеющий нулевую теплотворную способность,

• вода: приводит к образованию гидратов,

• тяжелые углеводороды: конденсируются в распределительных сетях;

- во втором случае: зтан, пропан, бутан.

2.4.3.2. Схема переработки

Лолная переработка состоит из операций, приведенных ниже на блок-диаграмме:

Можно дополнительно указать еще две операции:

- извлечение азота, когда его содержание значительно, чтобы сделать газ сопоставимым с природными газами типа месторождения Лак,

- извлечение ртути до уровня микрофамм на мЗ(н), если не1обходимо сжижать природный газ.

Наблюдается, в самом деле, воздействие амальгамы ртути на оборудование из алюминия. Само собой разумеется, что все описанные операции не обязательны, чтобы перерабатывать любой газ, но есть три основных процесса, необходимых практически в каждом случае, зто - сепарация, осушка и простое отделение тяжелых углеводородов.

Пластовый флюид

Газ очищенный

Сера

Извлечение серы

Обессеривание

Осушка

Извлечение конденсата

Очищенный газ

Сепарация

Вода

Вариант 2

Сжатие

Нестабильный конденсат

Вариант 1

Этан

Фракционирование

Стабилизация конденсата

Закачка воды

Пропан

Бутан

Легкий бензин

Стабильный конденсат

Сеть

Типовая схвиа переработки.

2.4.4. Сепарация конденсата и воды

Природный сырой газ на забое скважины насыщен тяжелыми углеводородами и парами воды. Он содержит также жидкий конденсат. При расширении и охлаждении в штуцера на устье скважины и газосборных сетях происходит дополнительная конденсация. Вся жидкость ( вода и жидкие углеводороды) должна быть отделена от газа перед его последующей переработкой.

2.4.4.1. Типы сепараторов

Чтобы разделить две фазы (газ-жидкость) или три фазы (газ-жидкие углеводороды-вода), используют горизонтальные или вертикальные сепараторы гравитационного или центробежного действия (циклон и гидроциклон).

Один из типов сепараторов, использующий простую гравитацию, рассмотрен ниже.

Првииущвствв каждого сепаратора.

2.4.4.2. Технический расчет сепараторов

Он базируется на законах Стокса и Ньютона с использованием эмпирических коэффициентов для учета распределения диаметров капелек и минимального времени пребывания.

2.4.4.2.1. Вертикальный двухфазный сепаратор

Минимальный диаметр сепаратора вычисляют по максимальной скорости газа:

V = С

по формуле

принимая

D = (2)°"

P.-Prl"

V - максимальная восходящая скорость газа (в м • с-)

D - внутренний диаметр сепаратора (в м) О -дебит газа (в м . сут") Р - абсолютное давление газа (в бар) Т - температура газа (в К)

Рж - плотность жидкости при Р, Т (в кг- М-З)

Рг - плотность газа при Р, Т (в кг- м-з)

Z - коэффициент сжимаемости (значение для

практических расчетов: 0,95) С - коэффициент сепарации (экспериментальное значение: 0,06 - 0,12, в м-с") Высота сепаратора равняется сумме:

- высоты газовой сепарационной секции. Практически можно принять не менее 1,5 м,

- высоты жидкости, которая определяется исходя из времени пребывания в сепараторе 3 - 5 минут.

2.4.4.2.2. Вертикальный трехфазный сепаратор

Принципы расчета сохраняются. Принимают время пребывания жидкости 5 мин и регулируют границу раздела: углеводороды-вода, чтобы поддерживать время пребывания близкое к принятому. Уровни жидкости рассчитываются от нулевого уровня, находящегося на 20 см выше сварного шва нижнего днища обечайки сепаратора.

2.4.4.2.3. Двухфазный или трехфазный горизонтальный сепаратор

Расчет значительно усложняется, так как силы, действующие на частицы, не коллинеарны. Чтобы сделать, и тем более оптимизировать, технический расчет, необходимо использовать программы для вычислительных машин.

Несколько эмпирических упрощающих правил:

- практическое значение С меняется от 0,10 до 0,15м-с-\

- отношение длина/диаметр сепаратора близко к 4,

- отношение высота уровня жидкости/диаметр никогда не превышает 0,7. На практике можно рекомендовать 0,5,

- скорость оседания капелек воды в нефти меняется от 0,05 до 0,1 MB минуту.

С учетом этих упрощений, уравнение для определения диаметра сепаратора становится:

Горизонтальная скорость движения частичек нефти в воде будет:

«=,,77.,0-<?Ц?=1

0„ - дебит нефти (в мЗ. суг) Q, - дебит воды (в мЗ - сут").

Положение уровня вода/нефть рассчитывается исходя из предположения, что наиболее мелкие капли воды достигнут этого уровня и не будут унесены.

2.4.5. Извлечение компонентов

кислых

2.4.5.1. Критерии выбора метода извлечения кислых компонентов

Существует большое число используемых в промышленности методов, каждый из которых имеет