Очистка попутного нефтяного газа
Содержание
Введение
Цели и задачи очистки попутного нефтяного газа
Основные процессы очистки ПНГ
Технологические схемы установок очистки ПНГ
Литература
Введение
Попутный нефтяной газ - это смесь
газов и различных веществ, которые выделяются из скважин в процессе добычи
нефти. В отличие от природного газа попутный нефтяной газ содержит в своем
составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более
тяжелых углеводородов.
ПНГ подразделяются на растворенные в
нефти и содержащиеся в газовых «шапках» газоконденсатных и нефтяных
месторождений.
Как и природный газ или нефть, ПНГ
является ценным сырьем для химической и энергетической промышленности. Несмотря
на высокую теплотворную способность, использование ПНГ в электрогенерации
затруднительно, в связи с существенной нестабильностью состава и наличием
высокого числа примесей, что приводит к существенным затратам на подготовку
(очистку) газа.
В химической промышленности ПНГ
используют для получения различных веществ. Например - для получения бутадиена,
бутиленов и пропиленов. Эти соединения применяются в изготовлении каучуков и
пластмасс. Кроме того, ПНГ востребован в цветной и черной металлургии,
стекольной и цементной промышленности. Объемы выделяющегося газа впечатляют - с
одной тонны нефти может быть получено до 800 м3 попутного нефтяного газа. Тем
обиднее, что в настоящее время попутный нефтяной газ практически не
используется, а основной метод его утилизации - сжигание в факелах, что
неблагоприятно сказывается на состоянии атмосферы. Так в 2009 году по самым
приблизительным подсчетам путем сжигания было утилизировано свыше шестидесяти
процентов добываемого ПНГ, а это порядка 20 миллиардов кубометров.
Попутный нефтяной газ, выделяемый из
нефти при ее сепарации на объектах добычи и подготовки, является одним из
важнейших ресурсов углеводородного сырья. Значительный рост мирового
потребления нефти и природного газа, наблюдаемый в последние десятилетия,
наряду с истощением их запасов, требует максимально эффективного использования
всех видов углеводородных ресурсов. В этой связи попутный нефтяной газ
рассматривается как ценный источник энергии и сырьё химической промышленности.
В настоящее время по разным оценкам
в мире ежегодно сжигается 100150 млрд. м3 попутного газа, и Россия находится на
первом месте по объёму сжигаемого на факелах ПНГ (20-35 млрд. м3/год). Помимо
безвозвратных потерь ценнейшего сырья, сжигание попутного газа вызывает
глобальное ухудшение экологической ситуации.
Цели и задачи очистки попутного
нефтяного газа
Целью является наиболее
оптимальная и перспективная утилизации попутного нефтяного газа
<#"581177.files/image001.gif">
Рис.1. Схема абсорбционной очистки
газа растворами этаноламинов
попутный нефтяной газ очистка
После частичного охлаждения в
теплообменнике регенерированный раствор дополнительно охлаждается водой или
воздухом и подается на верх абсорбера. Кислый газ из десорбера охлаждается для
конденсации водяных паров.
Конденсат в виде флегмы непрерывно
возвращается обратно в систему для поддержания заданной концентрации раствора
амина.
Для улучшения технико-экономических
показателей процесса за счёт, главным образом, сокращения эксплуатационных
затрат служит модификация ДЭА-способа с использованием водного раствора смеси
метилдиэтаноламина и ДЭА. Это позволяет в 1,5 - 2 раза снизить удельное
орошение по сравнению с чистым раствором ДЭА.
― возможность
селективного извлечения H2S в присутствии СО2, следовательно, увеличение доли
Н2S в кислом газе;
― у
МДЭА более высокая термическая стабильность и меньшая коррозионная активность
раствора по сравнению с ДЭА;
― МДЭА
обладает меньшей реакционной способностью по отношению к CO2 и меньшей теплотой
реакции с H2S и CO2, что позволяет снизить количество теплоты на регенерацию
абсорбента; ― не
образует нерегенерируемых амидов (что является одной из причин вспенивания в
абсорбере) при взаимодействии с карбоновыми кислотами, ингибиторами коррозии,
следовательно, не происходит потери амина, не образуются твердые осадки на
внутренних поверхностях теплообменников;
― МДЭА
имеет низкое давление насыщенных паров, что уменьшает потери амина за счет
летучести.
Применение щелочных способов очистки
газа также целесообразно в промысловых условиях для очистки небольших количеств
сырьевого газа и при небольшом содержании в газе H2S.
Промышленный процесс щелочной
очистки природного газа имеет следующие преимущества:
― тонкая
очистка газа от основных серосодержащих соединений;
― высокая
избирательность к сероводороду в присутствии диоксида углерода;
― высокая
реакционноспособность и химическая стойкость поглотителя;
― доступность
и дешевизна поглотителя;
― низкие
эксплуатационные затраты.
Технологические схемы установок
очистки ПНГ
Рис. 1. Схема установки подготовки
попутного газа методом низкотемпературной сепарации
Сырой газ под давлением поступает в
газовый сепаратор ВС-1, где происходит отделение капельной жидкости,
образовавшегося конденсата и механических примесей, которые направляются в
дренажную емкость.
Газ, освобожденный от капельной
жидкости, поступает в теплообменник «газ-газ» Т-1 для предварительного охлаждения
газом, обратным потоком, поступающим с низкотемпературной сепарации.
Для предупреждения образования
гидратов перед теплообменником в газ подается ингибитор гидратообразования
(метанол, диэтиленгликоль). Далее газ клапаном РД-1 дросселируется, охлаждаясь
при этом за счет эффекта Джоуля-Томсона. Охлажденный газ поступает на вторую
ступень сепарации в газовый сепаратор с НС-1, где конденсат с насыщенным водой
раствором ингибитора отделяется и направляется в разделитель Р-100. Осушенный
газ подогревается в теплообменнике Т-1 сырым газом, поступающим на осушку, до
температуры и направляется на коммерческий узел учета.
Смесь нестабильного конденсата с
насыщенным водой раствором ингибитора поступает в разделитель Р-1, где
конденсат отделяется и направляется на подготовку. Насыщенный водой раствор
ингибитора подогревается в кожухотрубчатом теплообменнике Т-2 обратным током
регенерированного ингибитора и поступает на установку регенерации БР-1.
Установка регенерации состоит из ректификационной колонны, установленной
непосредственно на кубе, в котором жидкость подогревается путем сжигания газа в
жаровой трубе. Испаряемая вода конденсируется в аппарате воздушного охлаждения,
отделяется в сборнике и сбрасывается в дренажную емкость.
Регенерированный ингибитор через
теплообменник Т-2, где он охлаждается потоком насыщенного ингибитора, и через
аппарат воздушного охлаждения AВO-1 направляется в расходную емкость блока
подачи реагента БП-1. Затем насосами дозаторами блока подачи реагента
возвращается на установку осушки.
Перед поступлением в адсорберы из
газа в сепараторе С-1 отделяются механические примеси и капельная жидкость.
После сепаратора газ сверху вниз проходит через один из адсорберов. Осушенный
газ отводится в коллектор сухого газа. Второй адсорбер в это время находится на
стадии регенерации (нагрев, охлаждение или ожидание).
Газ регенерации отбирается из потока
осушенного газа и компрессором ДК подается в печь подогрева П-1 и с
температурой +180-200 °С подается снизу вверх через адсорбер, в котором
производится десорбция воды и тяжелых углеводородов.
Литература
1. Блазнов А.Н. Распределение пузырьков по размерам в жидкостно-газовых
струйных аппаратах с удлиненной камерой смешения // Электронный журнал
"Исследовано в России", 2002. C. 663-670.
. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов
углеводородного сырья. М.: Недра, 1997. - 362 с.
. Голдобин В. Попутный газ - добро или зло // Нефть России, N11,
2007.
. Стренк Ф.Н. Перемешивание и аппараты с мешалками. Л.: Химия,
1975. -384 c.
. Хисамутдинов Н.И. Разработка нефтегазовых месторождений в
поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - 252 с.__