Низкотемпературная сепарация является наиболее эффективным процессом для выделения и отделения из сырого газа всех высококипящих компонентов.
Кроме того, сепарация газа при низкой температуре является отличным средством для дегидратации его, так как под действием сравнительно низких температур содержащиеся в газе пары воды конденсируются в капельную жидкость, переходя затем в кристаллогидраты, которые, как и жидкие углеводороды, в сепараторах отделяются от газа.
Можно утверждать, что низкотемпературная сепарация является высокоэффективным комплексным процессом, освобождающим газ от воды и «выбивающим» из него высококипящие компоненты.
Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого (100–200 am) давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ.
Низкотемпературная сепарация газа — процесс промысловой обработки природного газа c целью извлечения из него газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при температурах от 0 до -30°C. Первая промышленная установка низкотемпературной сепарации (HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950, в CНГ в 1959.
Рис. 1. Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа: I — сепаратор первой ступени; II — газовый теплообменник; III — испаритель-холодильник; IV — штуцер; V — низкотемпературный сепаратор; 1 — необработанный газ; 2 — смесь углеводородного конденсата и воды; 3 — ингибитор гидратообразования; 4 — обработанный газ; 5 — смесь углеводородного конденсата и насыщенного водой ингибитора гидратообразования
Низкотемпературная сепарация осуществляется по следующей схеме. Газ из скважины по шлейфу проходит (рис.1) через сепаратор первой ступени (для предварительного отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах и шлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепарированного холодного газа. После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давления максимальной конденсации (или близкого к нему), температура его при этом снижается (за счёт дроссель-эффекта). B сепараторе вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости газового потока выпадают конденсат и влага, которые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловый сборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата. C целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включён турбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки месторождения) до значения, при котором не представляется возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счёт энергии пласта, в схему включается источник искусственного холода — холодильный агрегат. Технологический режим установки HTC определяется термодинамической характеристикой месторождения, составом газа и конденсата, a также требованиями, предъявляемыми к продукции промысла. Для предупреждения образования гидратов в схемах HTC предусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования. Давление последней ступени сепарации определяется давлением в газопроводе, температура — из условия глубины выделения влаги и тяжёлых углеводородов. Технология низкотемпературной сепарации пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (C5+B) до 97 %, a также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа. Достоинством установки HTC являются низкие капитальные и эксплуатационные затраты (при наличии свободного перепада давления), недостатком — низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счёт облегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта.
Для повышения эффективности HTC используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильного конденсата или др. углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа (замена низкотемпературного сепаратора на абсорбер-сепаратор — многофункциональный аппарат, в котором при различных этапах разработки месторождения можно осуществлять процессы HTC, a также абсорбционного отбензинивания и осушки газа).
Эффективным на сегодняшний день является применение Системы Низкотемпературной Сепарации (НТС) и Низкотемпературной конденсации (НТК) углеводородов из природного и нефтяного попутных газов прямым охлаждением.
Для обеспечения точки росы газа по углеводородам и числа Воббе из газа в процессе подготовки удаляют основную часть углеводородов С5+ и часть углеводородов С3;С4. Практически всегда это осуществляют за счёт использования процесса низкотемпературной сепарации газа. Часть указанных углеводородных компонентов выделяется из газа при сепарации в процессах ступенчатого сжатия и охлаждения газа. Для охлаждения газа могут быть использованы процессы внешнего охлаждения, дросселирования, детандирования и другие.
Метод низкотемпературной сепарации, при котором охлаждение газа осуществляется холодом, вырабатываемым внешней холодильной станцией, является самым эффективным для контроля точки росы по углеводородам и их сепарации, для скважин с малым давлением или на этапе падения температурного эффекта дросселирования.
По мере разработки месторождения на истощение для поддержания заданного уровня добычи жидких углеводородов из все облегчающегося состава исходной смеси необходимо снижать температуру сепарации. На практике же из-за непрерывного снижения свободного перепада давления температура сепарации постоянно растет. Поэтому на снижение эффективности НТС в процессе эксплуатации объективно влияют одновременно два фактора — облегчение состава пластовой смеси и повышение температуры сепарации.
В современных условиях установки НТС необходимо заменять установками (заводами) низкотемпературной конденсации (НТК), отличающимися значительно более низкими температурами охлаждения потоков (до -120 °С). Такие уровни температур обеспечивают глубокое извлечение не только жидких углеводородов, но и пропана и этана.
В процессе низкотемпературной конденсации (НТК) газа охлаждение продолжают лишь до заданной степени конденсации паровой фазы (исходного газа), которая определяется необходимой глубиной извлечения целевых компонентов из газа и достигается с помощью вполне определенной (в зависимости от состава исходного газа и давления в системе) конечной температуры процесса охлаждения.
Совместно с адсорбционными блоками осушки газа (БОГ) с замкнутым циклом регенерации, блоки НТС или НТК позволят подготовить газ, для высокоэффективной работы газотурбинных электростанций подавая сухое и качественное топливо или получая жидкие углеводороды.
Применение БОГ и НТС, НТК на входе компрессора, позволит не только подготовить товарный газ, но и защитить масло компрессора от влаги и растворяемых в нем углеводородов, что значительно снизит эксплуатационные расходы компрессора и увеличит его моторесурс.
Системы низкотемпературной сепарации (НТС), наиболее эффективны для получения товарной продукции, в виде сжиженной пропан-бутановой фракции, для заполнения баллонов и газового бензина на малодебитных газовых и нефтяных скважинах.
Низкотемпературная конденсация (НТК) обеспечивает глубокое извлечение и высокую чистоту товарных продуктов, она наиболее экономична из всех используемых ныне процессов.
Литература:
1. Багатуров С. А. Основы теории и расчета перегонки и ректификации. М.: Химия, 1974. — 439 с.
2. Молоканов Ю. К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. М.: Химия, 1980.- 407 с.
3. Скобло А. И., Молоканов Ю. К., Владимиров А. И., Щелкунов В. А. Процессы и аппараты нефтегазопеработки и нефтехимии. 3-е изд., перераб. и доп. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 677 с.
4. Стабников В. В. Ректификационные аппараты. М.: Машиностроение, 1965. — 356 с.
