Меню Рубрики

Установки налива газового конденсата

Стабилизация газовых конденсатов

Газовыми конденсатами можно назвать смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы (МГП), а также жидкая смесь тяжелых углеводородов, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации.

Особенности стабилизации газовых конденсатов

Пластовая продукция ряда месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С5+), смесь которых принято называть газовым конденсатом.

Наряду с углеводородами С5+ конденсаты содержат также пропан, бутан и другие соединения.

Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером, в других преобладают нафтеновые или ароматические углеводороды.

Газовый конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели.

Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения в ходе разработки, с другой — от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Углеводородные конденсаты, получаемые при добыче природного газа, необходимо подвергать стабилизации перед дальнейшей переработкой с целью извлечения низкокипящих углеводородов (до С4-С5), а при переработке сернистого конденсата — и сероводорода.

Газовый конденсат, в основном, это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от бледножелтого до желтовато-коричневого из-за примесей нефти.

Газовыми конденсатами можно назвать смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы (МГП), а также жидкая смесь тяжелых углеводородов, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации.

Газовый бензин содержит в своем составе углеводороды от этана до гептана, вклю­чительно.

Как товарный продукт нестабильный газовый бензин не находит применения, но входящие в его со­став пропан, изобутан, н-бутан, изопентан и т.д., а также стабильный газовый бензин, имеют широкое применение.

Сырой газовый конденсат, выносимый газом в виде капельной жидкости из скважины (10-500 г/м3) по своему составу более тяжелый и содержит углеводороды от этана (в малых количествах) до додекана (С12) и выше.

Технология переработки этого конденсата включает процессы: стабилизации; обезвоживания и обессоливания; очистки от серосодержащих примесей; перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием).

Иногда стабильный конденсат смешивают со стабильной нефтью, тогда последние 3 процесса совмещены с технологией первичной переработки нефти.

Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода:

1. Ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);

2. Ректификация в стабилизационных колоннах;

3. Комбинирование сепарации и ректификации.

1. Технология стабилизации конденсата дегазацией

Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении температуры и понижении давления.

Обычно такая технология процесса стабилизации применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор.

Для стабилизации конденсата можно применять 1-, 2- и 3-ступенчатые схемы дегазации.

Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число ступеней.

Это объясняется тем, что при увеличении числа ступеней доля отгона на каждой из них уменьшается, а уменьшение доли отгона влечет за собой и уменьшение уноса в газовую сферу целевых углеводородов конденсата.

Принципиальная технологическая схема установки стабилизации газового конденсата 2-ступенчатой дегазацией включает: дроссели; сепараторы 1 й и 2 й ступени дегазации; товарная емкость;

Согласно техпроцесса происходит преобразование: нестабильный конденсат -газы дегазации 1 й ступени- разгазированный конденсат- газы дегазации 2 й ступени -конденсат в товарный парк- вода

Основные преимущества схем дегазации — это простота технологии, низкие металло- и энергоемкость процесса.

Основной недостаток — это нечеткое разделение углеводородов, одни из которых являются целевыми для газов стабилизации, а другие — для стабильного газового конденсата.

При ступенчатой дегазации газа давление на последующей ступени всегда меньше давления на предыдущей.

2. Технология стабилизации конденсата ректификацией

Сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн.

Она имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров и др.

Читайте также:  Установка времени брелок magicar

Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в 2 х или 3 х колоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан).

На современных установках обычно применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты. стабилизация конденсат дегазация ректификация

Принципиальная схема типовой установки стабилизации конденсата с использованием 2 х ректификационных колонн включает дегазацию конденсата в сепараторе, разделение отсепарированной жидкости из сепаратора на 2 потока.

Один из них нагревается в теплообменнике и поступает в питательную секцию абсорбционно-отпарной колонны (АОК); другой в качестве орошения подается на верхнюю тарелку АОК.

Используются сепаратор; теплообменник; АОК;трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник

нестабильный конденсат; стабильный конденсат; газы стабилизации; ШФЛУ;

Технологический режим в АОК следующий: давление 1,9-2,5 МПа; температура вверху 15-20°С, внизу — 170-180°С.

Ректификатом АОК является фракция, состоящая в основном из метана и этана, остатком — деэтанизированный конденсат.

Обычно газ сепарации из сепаратора объединяют с верхним продуктом АОК и после дожатия направляют в магистральный газопровод (МГП).

Деэтанизированный конденсат из АОК направляют в стабилизатор, работающий по схеме полной ректификационной колонны.

С верха стабилизатора отбирают пропан-бутановую фракцию (ПБФ) или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) , а из куба колонны отводят стабильный конденсат .

Давление в стабилизаторе составляет 1,0-1,6 МПа.

Для подвода тепла в кубы колонн используют трубчатые печи.

На усовершенствованных установках стабилизации конденсата для повышения технологической гибкости и возможности переработки облегченного по фракционному составу конденсата из-за истощения месторождения газ сепарации из сепаратора 1 нагревают и подают в куб АОК как отдувочный газ.

Использование газа сепарации в качестве отдувочного позволяет в нижней части АОК снизить парциальное давление компонентов С3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и количество тепла, подводимого в трубчатой печи.

Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа включает сепаратор; рекуперативные теплообменники; АОК; трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник

Во время стабилизации конденсата с с подачей отдувочного газа согласно техпроцесса происходит преобразование: сырой конденсат- стабильный конденсат- газы стабилизации- ШФЛУ.

источник

На Пуровском ЗПК введена в эксплуатацию новая 4-точечная установка тактового налива стабильного газового конденсата

Эта установка не имеет аналогов в России.

Новая 4-точечная установка тактового налива стабильного газового конденсата, введенная в эксплуатацию на Пуровском ЗПК, не имеет аналогов в России.

После ввода в эксплуатацию 3 й очереди общая производительность Пуровского ЗПК возросла до 11 млн т / год, из которых выработка стабильного газового конденсата может составить до 8,5 млн т.

Данное обстоятельство сделало более актуальной задачу обеспечения оперативного и безопасного процесса отгрузки товарной продукции. Было принято решение о сооружении автоматизированной установки тактового налива с возможностью одновременной отгрузки 4 х вагонов-цистерн.

При проектировании данной установки был учтен опыт эксплуатации аналогичных производств 2 х первых очередей. «Это был достаточно сложный проект. Не только на Крайнем Севере, но и в России в целом такое оборудование эксплуатируется впервые», — отмечает заместитель начальника производства подготовки и розлива углеводородных фракций Ю. Южаков.

4-точечная установка по производительности в 2 раза превышает действующие аналоги, обеспечивая максимальную безопасность процесса налива.

Ее возможности позволяют отгружать в год до 4,6 млн т стабильного конденсата с введенных объектов переработки 3 й очереди.

Обслуживать новую установку удобно.

Наливные операции — идентификация вагонов-цистерн, непосредственно налив продукта и его взвешивание в цистерне — осуществляются с пульта управления в автоматическом режиме, расположенного в операторной.

Масса отгружаемого продукта автоматически фиксируется после окончания процесса налива весами, расположенными под отгружаемой цистерной.

Это минимизирует возможность ошибки при оформлении сопроводительных документов.

Вытесняемые при наливе из железнодорожных цистерн пары продукта за счет вакуумного вентилятора по отдельному трубопроводу направляются на утилизацию.

Все процессы налива фиксируются камерами видеонаблюдения.

В. Шушеначев, товарный оператор ООО «НОВАТЭК — Пуровский ЗПК», добавляет: «Раньше нам приходилось вручную обрабатывать данные и заносить их в программу для оформления вагонов и дальнейшей транспортировки. Это требовало значительного времени. Благодаря возможностям новой установки суммарное время налива сократилось более чем в 2,5 раза. Состав 64 вагонов можно отгрузить менее чем за 5 часов. Да и условия труда существенно улучшились».

Читайте также:  Установка программ для скачивания книг

источник

12. Особенности стабилизации газовых конденсатов

12. Особенности стабилизации газовых конденсатов

Пластовая продукция ряда месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С5+), смесь которых принято называть газовым конденсатом. Наряду с углеводородами С5+ конденсаты содержат также пропан, бутан и другие соединения. Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером, в других преобладают нафтеновые или ароматические углеводороды. Газовый конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели. Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения в ходе разработки, с другой — от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Углеводородные конденсаты, получаемые при добыче природного газа, необходимо подвергать стабилизации перед дальнейшей переработкой с целью извлечения низкокипящих углеводородов (до С45), а при переработке сернистого конденсата — и сероводорода.

Для стабилизации газового конденсата используются три метода:

1. ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);

2. ректификация в стабилизационных колоннах;

3. комбинирование сепарации и ректификации.

Технология стабилизации конденсата дегазацией

Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении температуры и понижении давления. Обычно такая технология процесса стабилизации применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор. Для стабилизации конденсата можно применять одно-, двух- и трехступенчатые схемы дегазации. Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число ступеней. Это объясняется тем, что при увеличении числа ступеней доля отгона на каждой из них уменьшается, а уменьшение доли отгона влечет за собой и уменьшение уноса в газовую сферу целевых углеводородов конденсата.

Принципиальная технологическая схема установки стабилизации газового конденсата двухступенчатой дегазацией приведена на рис. 1. При ступенчатой дегазации газа давление на последующей ступени всегда меньше давления на предыдущей.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема дегазации газового конденсата

1 — дроссели; 2,3 — сепараторы первой и второй ступени дегазации; 4 — товарная емкость

I — нестабильный конденсат; II — газы дегазации первой ступени;

III — разгазированный конденсат; IV — газы дегазации второй ступени;

V — конденсат в товарный парк; VI – вода

Основные преимущества схем дегазации — это простота технологии, низкие металло- и энергоемкость процесса. Основной недостаток — это нечеткое разделение углеводородов, одни из которых являются целевыми для газов стабилизации, а другие — для стабильного газового конденсата.

Технология стабилизации конденсата ректификацией

Сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн. Она имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров и др. Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в двух или трех колоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан). На современных установках обычно применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты.

На рис. 2 представлена принципиальная схема типовой установки стабилизации конденсата с использованием двух ректификационных колонн.

Рис. 2. Типовая схема стабилизации конденсата с ректификацией

I — нестабильный конденсат; II — стабильный конденсат; III — газы стабилизации; IV — ШФЛУ

1 — сепаратор; 2 — теплообменник; 3 — АОК; 4,7 — трубчатые печи; 5 — стабилизатор;

Первой ступенью стабилизации по этой схеме является дегазация конденсата в сепараторе 1. Отсепарированная жидкость из сепаратора разделяется на два потока. Один из них нагревается в теплообменнике 2 и поступает в питательную секцию абсорбционно-отпарной колонны 3 (АОК); другой в качестве орошения подается на верхнюю тарелку АОК. Технологический режим в АОК следующий: давление 1,9-2,5 МПа; температура вверху 15-20°С, внизу — 170-180°С. Ректификатом АОК является фракция, состоящая в основном из метана и этана (III), остатком — деэтанизированный конденсат. Обычно газ сепарации из сепаратора 1 объединяют с верхним продуктом АОК и после дожатия направляют в магистральный газопровод. Деэтанизированный конденсат из АОК направляют в стабилизатор 5, работающий по схеме полной ректификационной колонны. С верха стабилизатора 5 отбирают пропан-бутановую фракцию (ПБФ) или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) IV, а из куба колонны отводят стабильный конденсат II. Давление в стабилизаторе 5 составляет 1,0-1,6 МПа. Для подвода тепла в кубы колонн 3 и 5 используют трубчатые печи.

Читайте также:  Установка принтера hp m1132 ubuntu

На усовершенствованных установках стабилизации конденсата для повышения технологической гибкости и возможности переработки облегченного по фракционному составу конденсата из-за истощения месторождения газ сепарации из сепаратора 1 нагревают и подают в куб АОК как отдувочный газ (рис. 3).

Рис. 3. Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа

I — сырой конденсат; II — стабильный конденсат; III — газы стабилизации; IV — ШФЛУ

1 — сепаратор; 2,3 — рекуперативные теплообменники; 4 — АОК; 5,8 — трубчатые печи;

6 — стабилизатор; 7 — конденсатор-холодильник

Использование газа сепарации в качестве отдувочного позволяет в нижней части АОК снизить парциальное давление компонентов С3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и количество тепла, подводимого в трубчатой печи.

источник

Установка подготовки газа и конденсата с системой сбора и транспорта

Прогнозируемая добыча газа: 128,10. 21,29 млн.ст. м3/год.

Режим работы: непрерывный, 8760 часов в год.

Объем работ: Концептуальный инжиниринг, проектирование.

Поставка УПГК предусматривается в виде блоков, узлов и монтажных заготовок полной заводской готовности. Все технологические блоки размещаются на открытой площадке, эксплуатируются при температуре воздуха от минус 35 до плюс 44°С. УПГК располагается в зоне 2 класса взрывоопасности.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Установка подготовки газа (УПГК) предназначена для подготовки газа группы месторождений до требований СТО Газпром 089-2010 и подготовки (стабилизации) конденсата для вывоза автотранспортом.

Сырьем для УПГК является природный газ, поступающий от скважин трех месторождений. Подготовка газа газоконденсатных месторождений должна осуществляться методом низкотемпературной сепарации (НТС) с целью осушки и очистки газа от механических примесей, отделения конденсата и пластовой воды, для последующей подачи в магистральный газопровод ОАО «Газпром».

В состав основного технологического оборудования УПГК входят следующие блоки заводской готовности:

— блок технологического сепаратора-пробкоуловителя (2 ед.)

— блок низкотемпературной сепарации

— блок стабилизации и сепарации конденсата

— блок подготовки топливного газа на собственные нужды

БЛОК ВХОДНЫХ ШЛЕЙФОВ

Блок входных шлейфов предназначен для приёма сырьевого газа со скважин месторождений, редуцирования газа (при необходимости), подачи ингибиторов гидратообразования (метанола) в поток газа каждого шлейфа перед редуцированием, распределения поступающей по шлейфам продукции месторождений по соответствующим блокам для последующей подготовки, сепарации поступающего от месторождений влажного газа от жидкости, улавливания жидкостных пробок и разделения жидкой фазы на конденсат и водо-метанольную смесь.

БЛОК ТЕПЛООБМЕННИКОВ

Блок состоит из двух теплообменников:

– теплообменника «Газ – триэтиленгликоль»

Рекуперативный теплообменник предназначен для рекуперации тепла при подготовке газа методом НТС. Теплообменника «Газ – триэтиленгликоль» предназначен для подогрева подготовленного газа. В линию охлаждаемого газа должна быть предусмотрена подача метанола.

БЛОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО СЕПАРАТОРА-ПРОБКОУЛОВИТЕЛЯ

В сепараторах под действием гравитационных сил происходит разделение газоконденсатного потока на газовую, конденсатную и водо-метанольную фракции. Водо-метанольная фракция отводится из секции сборника жидкости в нижней части сепаратора. Газовая фаза через сепаратор-каплеотбойник отводится из верхней части аппарата, после чего подается в блок низкотемпературной сепарации при рабочем давлении не ниже 10 МПа (изб.). Фракция нестабильного конденсата отводится из сепаратора и по сигналу контроллера уровня направляется через клапан в блок сепарации конденсата на предварительную дегазацию при давлении 2,0 МПа (изб.).

источник

Добавить комментарий