Результат данного сравнения технологий осушки газа не является индивидуальным для конкретного месторождения и может быть использован при выборе метода подготовки газа аналогичных месторождений.
Газ на месторождении Каменномысское-Море по составу метановый (сеноманский) (объемная доля метана 98,75 % — 99,21 %). Согласно результатам анализов состава газа, конденсат в залежи отсутствует, содержание этана некондиционно, гелий в составе газа не обнаружен.
Подготовку газа такого месторождения принципиально можно осуществить следующими способами:
- адсорбционная осушка с последующим охлаждением газа в испарителях станции охлаждения газа;
- гликолевая осушка в сочетании со станцией охлаждения газа;
- низкотемпературная сепарация с турбодетандерным агрегатом.
Сущность адсорбционной осушки состоит в избирательном поглощении поверхностью пор твердого адсорбента молекул воды с последующим извлечением их из пор внешними воздействиями (повышением температуры адсорбента или снижением давления среды).
Применение адсорбционной технологии принципиально возможно, так как сеноманский газ практически не содержит тяжёлые углеводороды. Она позволяет наиболее длительно работать без дожимной компрессорной станции.
Вместе с тем, применительно к рассматриваемому месторождению осушка на твёрдых поглотителях характеризуется следующими особенностями:
- требуется дополнительная производственная единица — станция охлаждения газа;
- технология двухагента (ингибитор гидратообразования и адсорбент), для каждого реагента необходимо организовать свою систему поставок, хранения и регенерации;
- по энергопотреблению (печи и компрессоры газа регенерации) она не имеет явного преимущества по сравнению с другими способами (данное положение обосновано ОАО «Институт ЮЖНИИГИПРОГАЗ» на стадии Обоснования инвестиций в обустройство Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения);
- вариант не отвечает задаче комплексного освоения месторождений, т. к. в разработку будут вводиться газоконденсатные залежи, для которых технология адсорбционной осушки, как правило, не применяется.
Адсорбционная осушка по своей сути ориентирована на глубокую степень осушки (точка росы минус 70 °С и ниже), она предпочтительна при высоких давлениях газа, например 10 МПа, а применение её для осушки под требования стандарта СТО Газпром 089–2010 технологически неоправданно.
Гликолевая осушка основана на селективном поглощении (растворении) паров воды жидкими абсорбентами. В настоящее время для абсорбционной осушки применяются, в основном, диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. [2] Реже, при осушке впрыском в теплообменники в качестве ингибитора гидратообразования используется этиленгликоль. Ряд производных ди- и триэтиленгликоля или побочные продукты, получаемые при их производстве (этилкарбинол, тетраэтиленгликоль, пропиленгликоль и др.), хотя и обладают высокой гигроскопичностью, широкого применения в качестве осушающих агентов не нашли.
Установки осушки газа с использованием гликолей бывают двух типов: с барботажными аппаратами и с впрыском гликоля в поток газа.
Гликолевая осушка газа получила широкое распространение на сеноманских установках комплексной подготовки газа, она позволяет наиболее длительно работать без дожимной компрессорной станции.
Возможны два способа охлаждения газа на станции охлаждения газа: с использованием парокомпрессионной холодильной машины, строительство которой по капитальным вложениям сопоставимо со строительством установки комплексной подготовки газа, или на базе турбохолодильной техники. В последнем случае потребуется дополнительный перепад давления около 1 МПа. На промысле необходимо будет использовать три реагента: антигидратный (метанол) — в системе сбора, осушитель (диэтиленгликоль или триэтиленгликоль) — на установке комплексной подготовке газа и хладагент — на станции охлаждения газа. Неизбежны и две системы регенерации, т. к. будет иметь место довольно высокое содержание метанола в приходящей с газом водной фазе. [3]
Эффективность гликолевой осушки снижается в случае наличия в пластовом газе конденсирующихся углеводородов, т. к. контакт гликоля с конденсатом приводит к образованию эмульсий и снижению его осушающей способности. Всё это делает технологию гликолевой осушки сильно зависимой от состава пластового газа, прогнозирование которого пока недостаточно точно.
Технология низкотемпературной сепарации получила широкое распространение на объектах добычи газа ОАО «Газпром».
Низкотемпературной сепарацией называют процесс извлечения жидких углеводородов из газов путем однократной конденсации при пониженных температурах с разделением равновесных газовой и жидкой фаз. Снижение температуры газа при его подготовке достигается за счет изоэнтальпийного (с использованием эжектора, дросселя) или изоэнтропийного (с использованием турбодетандера) расширения газа, применения аппаратов воздушного охлаждения.
В процессе разработки месторождения, в связи с падением пластового давления, эффективность установки низкотемпературной сепарации с использованием дросселя снижается. Качественная подготовка газа к транспорту и извлечение целевых компонентов сохраняется на приемлемом уровне первые 10–12 лет, и то при условии оптимальных отборов газа. При падении входного давления на сепараторе и поддержании его на прежнем уровне, температура сепарации начнет расти. Для поддержания ее на прежнем уровне необходимо вводить в установку низкотемпературной сепарации дополнительные технологические аппараты
Принцип работы эжектора в случае его применения в установке низкотемпературной сепарации аналогичен работе с дросселем.
Турбодетандерные агрегаты, предназначены для получения холода в установках низкотемпературной сепарации, с применением принципа расширения газа с совершением внешней работы.
Процессы расширения газа в турбинных решетках протекают, с относительно небольшими энергетическими потерями. Это позволяет с помощью турбодетандера получить максимальное количество холода и максимальную величину механической работы (исключая расширение при постоянной температуре газа) с единицы массы его конструкции.
Особенностью схем низкотемпературной сепарации с турбодетандерным агрегатом является включение дополнительного теплообменника, который позволяет охладить газ перед его подачей в низкотемпературный узел, что снизит требуемое значение давления нагнетания на дожимной компрессорной станции и, соответственно, отсрочит её ввод. Несмотря на то, что технология низкотемпературной сепарации требует дополнительного перепада давления для охлаждения газа, она рекомендуется к использованию по следующим причинам:
- технология низкотемпературной сепарации нечувствительна к наличию тяжёлых углеводородов и в этой связи создание установки комплексной подготовки газа на базе технологии низкотемпературной сепарации сделает её универсальной по отношению ко всем перспективным месторождениям региона и Крайнего Севера в целом, включая газоконденсатные. Очевидно, что лучше иметь одну унифицированную технологию, чем несколько, каждая из которых требует своей системы поставки оборудования, реагентов и специально обученного персонала;
- технология низкотемпературной сепарации однореагентна (используется метанол);
- расположение месторождения в акватории Обской губы позволяет использовать
- холод морской воды для охлаждения газа. Это важное обстоятельство исключает традиционную проблему достижения низких температур летом и позволит реализовать процесс низкотемпературной сепарации на минимальном располагаемом перепаде давлений, т. е. с минимальными затратами на дожимную компрессорную станцию;
- технология низкотемпературной сепарации в рамках одного процесса способна обеспечить все требования к товарному газу по точкам росы (по воде и углеводородам), температуре на выходе (вплоть до достижения режима «сухой трубы»).
- технология низкотемпературной сепарации характеризуется простотой в термодинамическом плане, так как в ней отсутствуют сложные процессы массообмена и результатом этого является простота при эксплуатации установки.
Литература:
1. Жданова Н. В. Осушка углеводородных газов. / Жданова Н. В., Халиф А. П. — М.: Химия, 1984. — 192 с.
2. Лапидус А. Л. Газохимия. Часть I. Первичная переработка углеводородных газов. / Лапидус А. Л., Голубева И. А., Жагфаров Ф. Г. — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Учебное пособие. 2004. — 242 с.
3. Чуракаев, А. М. Переработка нефтяных. — М.: Недра, 1983. — 279 с.
4. СТО Газпром 089–2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия». — М.: ОАО «Газпром», 2010. — 19 с.
