Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава XII
СБОР ГАЗА И ПОДГОТОВКА ЕГО К ТРАНСПОРТУ
§ 1. СИСТЕМЫ СБОРА
В зависимости от ряда факторов число скважин и их размещение на разрабатываемых газовых месторождениях бывают различными. На это влияют климатические условия, орография района, запасы газа, его состав, режим эксплуатации скважин и др. Системы сбора газа и его компонентов бывают разными.
В начальный период развития газовой промышленности применяли линейные системы. Суть их состоит в том, что к коллектору, проложенному вдоль залежи, подключаются все скважины. Предварительная подготовка газа осуществляется непосредственно около скважины в сепараторах. Это простые, но неудобные и ненадежные системы.
В кольцевых системах коллектор закольцован. Это несколько повышает надежность сбора газа.
В лучевой системе каждая скважина имеет свой канал и продукция направляется на пункт сбора и подготовки газа. Такие системы надежны, легко управляются и автоматизируются, однако они дороги, а для крупных залежей и вовсе не подходят, так как длина шлейфов значительная.
Наиболее распространена групповая система, по которой все сооружения по подготовке газа расположены на групповом сборном пункте (ГСП). Продукция скважин направляется на газосборный пункт по отдельным трубопроводам, называемым шлейфами.
На рис. XI 1.1 показана схема групповой системы сбора газа. Газ от 10—30 скважин по лучевым шлейфам направляется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). Число УКПГ различно. В зависимости от размеров залежи и запасов газа их может быть от 1—2 до 15—20 и даже больше.
В некоторых случаях к одному шлейфу подключают две, три и даже шесть скважин, образующих так называемый куст — группу близко расположенных скважин (70—80 м). Такой способ заметно сокращает затраты на бурение, коммуникации, обслуживание.
При централизованной системе сбора газа продукция скважин по индивидуальным линиям или сборному 18* ' 275
Рис. XII.1. Схема групповой системы сбора газа
коллектору поступает к единому сборному пункту, где осуществляется полная подготовка газа, который далее направляется к потребителю.
При децентрализованной системе сбора газа в отличие от централизованной предполагается дополнительная обработка его перед нагнетанием в магистраль на головных сооружениях.
Децентрализованная система типична для природных газов, содержащих сероводород, меркаптаны и много конденсата.
§ 2. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ
Предусмотренные ОСТ 51.40—83 свойства газа могут быть получены различными способами. Выбор их предполагает учет конкретных условий и стремление осуществить подготовку с наименьшими затратами средств в течение всего срока разработки месторождения с заданной степенью надежности.
На рис. XII.2 показана схема установки комплексной подготовки бессернистого газа с незначительным содержанием тяжелых углеводородов и различных примесей. Газ от группы скважин— куста / по коллектору 2 поступает на пункт подключения 3, затем на УК.ПГ 4, Очищенный и осушенный газ,
276
Рис. XII,2. Схема установки комплексной
подготовки бессернистого газа, содержащего небольшое количество конденсата
1 J л в
акпг "\

1 1 7
пройдя пункт измерений расхода и давлений 5, по двум соединительным трубопроводам 6 направляется в промысловый коллектор 7.
На рис. XII.3 показана схема одной технологической нитки УКПГ. Таких ниток может быть несколько. Все они однотипные и работают параллельно. Газ из пункта подключения направляется в сепартор /, где очищается от капельной воды, углеводородного конденсата и твердых примесей. Чистый и холодный газ при давлении 5,6 или 7,5 МПа поступает в абсорбер 2, где освобождается от паров воды, которые поглощаются в колонне стекающим сверху по тарелкам раствором диэтиленгликоля (ДЭГ). Насыщенный водой раствор ДЭГ (концентрация 93—98%) поступает на регенерацию в колонну 3, предварительно пройдя теплообменник 4. Высокая температура в колонне 3 поддерживается с помощью парового подогревателя 5. Выделившиеся из диэтиленгликоля пары воды охлаждаются в холодильнике б, конденсируются и направляются в емкость 7. Конденсат частично сливается в
Рис. X1I.3. Схема технологической нитки УКПГ
277
канализацию, а частично возвращается в колонну для охлаждения ее верхней части и улавливания таким образом паров ди-этиленгликоля. Для поддержания вакуума в колонне 3 предусмотрен насос 8.
Горячий обезвоженный с концентрацией 95—99,5 % ДЭГ, пройдя теплообменник 4, с помощью плунжерного насоса 9 нагнетается в абсорбер 2. Процесс полностью автоматизирован.
Иногда для осушки газа используют твердые поглотители влаги — адсорбенты (силикагель, реже активированная окись алюминия и природные цеолиты).
Если состав газа сложный, то после УКПГ его направляют на газохимический комплекс —группу технологических установок, позволяющих получать сероводород, элементарную серу, пропан, бутан, пентан и более высококипящие углеводороды, а иногда меркаптаны, гелий и углекислоту.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений основное внимание уделяют выделению из продукции скважин конденсата — тяжелых углеводородов (в основном пентана и более высококипящнх), которые при стандартных условиях находятся в жидком состоянии.
Существуют разные способы решения этой задачи.
В нашей стране широко распространен метод низкотемпературной сепарации (НТС), основанный на конденсации паров вещества с понижением их температуры. Температуру газа можно понизить разными способами. На рис. XII.4 показана простейшая схема НТС, используемая при небольшом содержании конденсата в газе (менее 100 г/м3), относительно высоком давлении (10—20 МПа) и небольшой температуре ,(до 50—60 °С).
Газ из скважины по вводу 1 поступает в сепаратор первой ступени 2. Здесь из газа выделяются механические примеси и жидкая фаза. Предварительно очищенный газ направляется в теплообменник 3, где охлаждается встречным потоком холодного газа до температуры 5—10 °С. Пройдя штуцер 4, газ охлаждается за счет дросселирования до температуры, которая зависит от перепада давления.
В поток газа перед теплообменником 3 вводят диэтиленгли-коль для предотвращения гидратообразоваиия после штуцера.
8 сепараторе второй ступени 5 нз газа выделяются вода с ДЭГом и углеводородный конденсат. Чистый газ отдает свой «холод» встречному потоку и направляется в коллектор или в магистральный газопровод. Жидкость, выделившаяся в сепараторе первой ступени 2, поступает в отстойник 6, затем — в разделительную емкость 7, из которой конденсат направляется на установку стабилизации 8, а вода — в канализацию.
Из сепаратора 5 второй ступени конденсат и насыщенный раствор ДЭГ через регулятор уровня РУ проходят отстойник
9 и поступают, в разделительную емкость 10. Конденсат на-
Рис. XII.4. Простейшая схема низкотемпературной сепарации
правляется на стабилизацию, а раствор ДЭГ на регенерацию в установку 11 и далее сливается в емкость 12, откуда насосом 13 нагнетается в линию очистки газа.
Конденсат и раствор ДЭГ насыщены газом. Для его удаления емкости подсоединены к газовым линиям низкого давления (на рис. XII.4 они не указаны). Газ дегазации используется на технологические нужды. Нижняя часть емкостей и сепараторов периодически освобождается от осевшей в них грязи через сливные патрубки и продувочные линии.
При низких температурах воздуха жидкость, скапливающаяся в сепараторах и разделительных емкостях, может замерзнуть. Поэтому в этих емкостях предусмотрен паровой подогреватель, позволяющий повысить температуру смеси до 25—30 °С. В этом случае также разрушается конденсатогли-колевая эмульсия и улучшаются условия разделения смеси. Минимальное время ее разделения составляет около 30 мин. Поэтому вместимость разделительной емкости составляет 20— 30 м3 и более.
Штуцер, применяемый для охлаждения газа в системах НТС,— простое, но малоэффективное приспособление, поскольку расширение газа в нем происходит без совершения внешней работы и газ охлаждается в незначительной степени. Для упрощенных расчетов можно принять, что
Д* = 0((Р1-Р8). (ХИЛ)
Здесь М — изменение температуры газа при изменении давления на штуцере от р\ до р2, МПа; Di — интегральный эффект Джоуля—Томсона, °С/МПа (в среднем Di = 2,5— 3,5 °С/МПа).
279
Штуцер в системах НТС применяют в тех случаях, когда давление в залежи достаточно высокое.
По мере снижения пластового давления в результате истощения штуцер не обеспечивает нужного снижения температуры. Б этом случае используют турбодетандер — агрегат, состоящий из турбины и центробежного компрессора, посаженных на один вал (рис. XII.5). Газ, поступая на турбину 2, вращает ее. При этом он совершает работу и заметно охлаждается. Пройдя сепаратор 5 (см. рис. XII.4), газ возвращается в турбодетандер, но уже в компрессор /, где сжимается почти до первоначального давления за счет энергии турбины. .Охлаждение газа в турбодетандере примерно в 5—8 раз сильнее, чем в штуцере. Температуру охлаждения можно определить по формуле адиабатического расширения.
В простейшем случае
т=
(XII.2)
Здесь Т — абсолютная искомая температура, °С; Т\ — абсолютная температура газа при давлении р\ на входе в турбину, °С; pz — давление после турбины; k — показатель адиабаты, для природного газа равный приблизительно 1,3.
Если давление в залежи невелико и работа турбодетан-дера затруднена, для охлаждения газа можно использовать холодильную установку, принципиальная схема которой показана на рис. XII.6. Она состоит из четырех основных узлов:
испарителя /, в котором газ охлаждается, проходя по трубам, помещенным в кипящую жидкость (чаще всего пропан);
компрессора 4, сжимающего пары пропана;
холодильника 3, в котором пары пропана охлаждаются водой и конденсируются;
Рис. XII.5. Схема турбодетандер а 280
Рис. XI 1.6, Принципиальная схема холодильной установки
сепаратора 5, где отделяется жидкий пропан, который через дроссель 2 направляется в испаритель.
Турбодетандер имеет небольшие размеры (его диаметр составляет около 500 мм) и требует малых капиталовложений. Но для его работы необходимы относительно чистый газ, высокое давление и некоторый его перепад.
Холодильные машины значительно более громоздки и дороги, но эксплуатируются при любом давлении и практически без его потерь.
Основу расчета холодильных машин составляет баланс тепла, выражаемый зависимостью
Qrp(*i + **)Cp = rlF*-QnoTpt (XII. 3)
откуда
Qrp(f 1 — tz) Cp — _0потр
Здесь Qr — расход газа, м3/с; р — плотность охлаждаемого газа, кг/м3; t\ — 12 — требуемое изменение температуры газа, °С; Ср — удельная теплоемкость газа при постоянном давлении Дж(кг-°С), г — теплота парообразования, Дж/кг; W — расход хладагента, кг/с; QnOT — потери тепла в установке, Дж/с.
Абсорбционные и адсорбционные методы извлечения из газа конденсата
Такие методы наиболее эффективны при подготовке газа к транспорту. При этом из газа извлекается максимальное количество жидких углеводородов и обеспечивается надежность транспорта газа (без выпадения конденсата по трассе газопровода).
Абсорбционный метод основан на способности минеральных масел поглощать из природного газа преимущественно тяжелые углеводорды и отдавать их при нагревании. В качестве поглотителя используют соляровое масло, керосин, лигроин и более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.
В первой поглотительной колонн-е газ, двигающийся кверху, орошается стекающим по тарелкам абсорбентом, отдает ему тяжелые углеводороды и направляется по назначению. Насыщенный абсорбент поступает через теплообменник в десорбер, где из него выпариваются поглощенные углеводороды. Восстановленное масло, отдавшее тепло в теплообменниках и холодильниках, с помощью насоса возвращается в поглотительную колонну. Пары тяжелых углеводородов улавливаются в верхней части десорбе'ра, конденсируются и направляются на дальнейшую переработку. Часть конденсата возвращается в колонну для улавливания и осаждения паров поглотителя.
281
Абсорбционные установки, полностью автоматизированные, обеспечивают достаточно полное извлечение конденсата из природного газа.
Адсорбционный метод основан на избирательном свойстве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы. С помощью адсорбционных установок кроме осушки газа улавливают конденсат углеводородов.
В качестве адсорбентов используют активированный уголь, изготовленный из твердых пород дерева и из косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.
Адсорбционные методы извлечения конденсата отличаются прерывистостью процесса. Эти методы обеспечивают глубокое извлечение тяжелых углеводородов и примесей газа, например сероводорода.
При осушке газа твердыми поглотителями одновременно улавливаются пары тяжелых углеводородов, что затрудняет работу установки.
Применяют комбинированные системы, в которых одновременно происходят два процесса: осушка газа и выделение конденсата.
Сепарация газа
Для сепарации газа — отделения жидких и твердых частиц от газа — применяют сепараторы разнообразных конструкций. По принципу действия они подразделены на четыре группы: гравитационные, инерционные, адгезионные и смешанные.
1. Гравитационные сепараторы. В них отделение примесей происходит под действием силы тяжести. Конструктивно они представляют собой сосуды большего, чем трубопровод, диаметра, в которых скорость восходящего потока газа достаточно мала (0,08—0,15 м/с), для того чтобы более тяжелые частицы успевали осесть на дно, откуда их периол"чески удаляют через продувочные линии.
2. Инерционные сепараторы основаны на различии сил инерции разделяемых веществ. Более тяжелые, чем газ, частицы прижимаются к стенкам сосуда или к другим поверхностям и по ним стекают на дно. Типичный представитель такого сепаратора — циклонный,
3. Адгезионные сепараторы основаны на способности жидких и смоченных твердых частиц прилипать к поверхности твердых тел. В связи с этим струя очищаемого газа направляется на специальную насадку. Жидкость и твердые частицы стекают с них в нижнюю часть сепаратора, откуда периодически удаляются.
4. Сепараторы смешанного типа (рис. XII.7). В них для отделения примесей используют разные способы очистки. К этим сепараторам относится и циклонный сепаратор с ко-
282
Рис. XI 1.7. Схема комбинированного сепаратора
Рис. Х11.8. Конструкция циклонного сепаратора с кожухом
Рис. XII.9. Теплообменник типа труба в трубе:
I н 2 — патрубки соответственно опорный н соединительны|1; 3—4 — трубы соответственно внешняя и внутренняя
жухом (рис. XII.8), в котором первичная очистка газа происходит в осадительной камере, расположенной между кожухом и собственно циклоном, а более тонкая — в циклоне. В верхней части аппарата предусмотрена дополнительная камера для улавливания жидкости, текущей по стенкам центральной трубы в направлении потока газа.
283
В некоторых случаях применяют мультициклоны — сепараторы, в которых смонтировано до нескольких десятков циклонов.
Конструктивно сепараторы выполняют горизонтальными и вертикальными, цилиндрическими и шаровыми. На рис. XII.7 показан вертикальный комбинированный сепаратор. Очищаемый газ по специальному вводу 4, врезанному по касательной к поверхности корпуса 3 сепаратора, направляется в среднюю секцию 5 аппарата. Поток приобретает вращательное движение, более тяжелые частицы прижимаются к стенкам сосуда и стекают вниз. Далее газ через круговой зазор направляющего цилиндра 6 поступает в центральную, осадительную камеру, работающую по гравитационному принципу. В верхней части сосуда 2 расположена жалюзийная насадка /, задерживающая неосевшие микрочастицы воды и конденсата. На практике широко применяют вертикальные сепараторы.
Режим эксплуатации сепараторов характеризуется двумя основными показателями — коэффициентом эффективности сепарации Э и коэффициентом уноса жидкости /Су:
; (XI 1.5)
^ж
с'
Здесь С'ж и С"ж — масса жидкости соответственно на входе в сепаратор и на выходе, кг; Сг— расход массы газа, кг. Коэффициент эффективности составляет 98—90 %, а коэффициент уноса 0,1—0,01 %.
Теплообменники и холодильники
В системах подготовки газа широко применяют теплообменники и холодильники двух типов: труба в трубе и кожухотруб-чатые. Теплообменники типа труба в трубе (рис. ХП.9) просты и надежны в работе, однако отличаются большой металлоемкостью и относительно малым к.п.д.
Кожухотрубчатые холодильники более эффективны, занимают меньше места, но дороги, часто засоряются и сложны в ремонте. Достоинства теплообменников определяются раз-ностью температур входящего и выходящего потоков, а также потерями давления и металлоемкостью. Эти требования трудно совместить, поэтому теплообменники выбирают с учетом экономических соображений и удобств эксплуатации.
Так как процесс теплообмена сложен, расчеты ведут с рядом допущений. Основная задача состоит в определении потребной площади теплообмена F.
284
(XII.7)
v '
Здесь Q — количество вводимой или отводимой из теплообменника теплоты, Дж/с; А/ — средняя разность температур, °С; К — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-°С).
Q^Q.+QK+QB,
где Qr, QK, QB — количество теплоты, соответственно отданное сухим охлаждаемым газом; выделяемое при выпадении кон-.денсата; выделяемое при конденсации паров воды. Для обычного в теплообменниках противопотока и = (,.-,.)-(,.^Ц;
2,31g.fl~/4
'2 -'а
Газ - >• /! - tz
/4 •* - жидкость,
Для теплообменника типа труба в трубе
К = - ! - . (XI 1.9)
1 d2~d, \ 2da
<*! 2X tx2 d , -j- <*г
Здесь си — коэффициент теплопередачи от нагревающей среды к стенке трубы, Вт/(м2-°С); rf2 — наружный диаметр трубы, м; di — внутренний диаметр трубы, м; X — коэффициент теплопроводности материала трубы, Вт/(м-°С); 02 — коэффициент теплопередачи от стенки к нагреваемой среде.
§ 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ
Расчет системы сбора и подготовки газа состоит в определении взаимосвязи давления и расхода газа в различных точках при заданных исходных величинах — диаметрах труб, температурах и плотности газа, содержании жидкой фазы, конфигурации сети. При сопоставлении вариантов по приведенным затратам находят оптимальные соотношения.
Течение газа в трубах обычно считают изотермическим и установившимся.
Часто в потоке газа массовая доля жидкой фазы составляет 4 % и более. В этом случае для расчетов используют формулы двухфазных потоков. Если жидкости меньше, что обычно и наблюдается на практике, диаметр участка газопровода определяют по формуле
~p^
• (ХИЛО)
1
Здесь 285
трубопровода, см; р\, р% — давления в начале и конце расчетного участка, МПа; К — коэффициент гидравлического сопротивления; р — относительная плотность газа по воздуху; z — коэф-фициент сверхсжимаемости газа; Т — абсолютная температура газа; L — длина участка газопровода, км. Напомним, что в газопроводах газ течет практически всегда при турбулентном режиме. В этом случае К зависит только от относительной шероховатости труб е. Ее можно установить по формуле Нику-радзе:
(1,74 —2 ]ge)2
При скорости движения газа в трубе менее 15 м/с и неровной трассе газопровода
? = (1,06 4- 0,233 (po-'Vu)-1,
где ф — удельное содержание жидкости в газе, см3/м3; и — средняя скорость газа в трубопроводе, м/с.
Относительная плотность газа, его температура и коэффициент z изменяются незначительно. Поэтому приближенные расчеты можно вести по формуле, в которой принято, что z —
= 0,85; Г=15 °С; р = 0,б; ?=1, а Л= 0,094)/!)", тогда
Р[ — Р2
q = $,/{-lU-*U'3/tr\l-----—'-. (XII.11)
Приведенные формулы справедливы для участков системы с постоянными диаметром и пропускной способностью газопровода.
Формулы (ХИЛО) и (ХПЛ1) используют лишь для расчета участков сети газопровода.
Совместное решение уравнений, описывающих движение газа на участках, позволяет находить искомые величины для систем газопровода. Например, для коллектора с притоком газа (рис. ХИЛО, а) справедлива зависимость
г?/..
Здесь рн, Рк — давление в коллекторе соответственно начальное и конечное, МПа; qi — расход газа на t'-м участке, м3/с;| li — длина участка, км.
Для последовательных газопроводов с различными диамет-| рами на отдельных участках и постоянным расходом газа по всей системе (рис. ХИЛО, б) справедлива формула
;2
2 2
н - pi
4,77-10-'
,!6/3
(XII.13)
где /j — длина участка с постоянным диаметром 386
ft г' Л \ ' At
?' if L I tj Ц
6 A *t *2 "j di P*
4 ц L2 ^ 1+
?-
?
?-
Рис. XII.10. Расчетная схема сложных газопроводов
Пропускную способность газопроводов, работающих параллельно, определяют суммированием подач каждого газопровода с помощью зависимостей (ХИЛО) и (XII.11) (рис. ХИЛО, в).
Газопроводы, состоящие из последовательных и параллельных участков (рис. ХИЛО, г), рассчитывают заменой их простыми эквивалентными. Эквивалентными называют газопроводы, пропускная способность которых и разность квадратов конечных давлений одинаковы с основной системой, имеют некоторый постоянный диаметр и отличную от протяженности системы длину. Одна из этих величин задается, другая рассчитывается.
Р\
где
Для последовательных газопроводов
с,-
Для параллельных газопроводов
(XII.14) (XII.15)
(XII.16)
(XII.17)
Здесь Сэ и Ci — проводимость эквивалентного и составляющих серию участков сложного газопровода.
Любой сложный газопровод, состоящий из параллельных и последовательных участков, может быть представлен простым эквивалентным. Сначала заменяют параллельные участки эквивалентными участками газопровода, а затем последовательно соединенный газопровод приводят к одному простому эквивалентному:

На главную страницу