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 100 150 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 т. е. использование его в качестве топлива для газопоршневых, газотурбинных электростанций и теплостанций для нужд добывающих предприятий и реализации сторонним потребителям, сбор и транспортировка нефтяного газа на химические минизаводы по производству моторных топлив, пластиковых труб, метанола и т. п.

Одной из наиболее серьезных проблем при утилизации попутного нефтяного газа является его очистка, от газоконденсата, нефти, капельной, мелкодисперсной, аэрозольной влаги и механических шламовых примесей. Использование газа содержащего капельную жидкость (нефть, влагу) практически не возможно на газотурбинных электрои теплостанциях.

Ухудшение качества нефти разрабатываемых месторождений и пополнение запасов за счет недавно открытых и осваиваемых месторождений сернистых нефтей приводит к увеличению доли сероводородсодержащего попутного нефтяного газа. Попутный нефтяной газ, выделяемый из сернистых нефтей месторождений Урало-Поволжья и ряда других регионов России, характеризуется относительно невысокими объёмами его производства при сепарации нефти и высоким содержанием сероводорода. Часть промысловых объектов получают сернистый попутный газ низкого давления, что затрудняет его подготовку и использование. Все эти факторы препятствуют использованию этого ценнейшего углеводородного ресурса, и сероводородсодержащий ПНГ утилизируют сжиганием на факелах, нанося значительный экологический ущерб токсичными сернистыми выбросами. Транспортирование попутного газа до объекта переработки при отсутствии системы газопроводов не представляется возможным, и в таких случаях необходимо рассматривать вопрос использования газа в пределах нефтепромысла. При любом варианте использования сернистого ПНГ (как топлива, сырья переработки) необходимо предварительное удаление сероводорода.

Основные процессы очистки ПНГ Попутный нефтяной газ, поступающий с каждой добытой тонной нефти в объемах от 10 до 1000 м³, во все времена и для всех нефтяных компаний был и остается большой помехой. Наиболее простым способом избавления от него стало сжигание в факелах. Однако экологические проблемы, возникающие от многочисленных горящих факелов, заставляют нефтедобывающие компании и страны принимать самые эффективные меры по его утилизации без больших затрат.

Основными применяемыми и разрабатываемыми технологиями очистки природного газа от сероводорода в настоящее время являются:

Ї хемосорбционные процессы, основанные на химическом взаимодействии

H2S и СО2 с активной частью абсорбента;

Ї процессы физической абсорбции, в которых извлечение кислых компонентов происходит за счет их растворимости в органических поглотителях;

Ї комбинированные процессы, использующие одновременно химические и физические поглотители;

Ї окислительные процессы, основанные на необратимом превращении поглощенного сероводорода в серу;

Ї адсорбционные процессы, основанные на извлечении компонентов газа твердыми поглотителями — адсорбентами.

Выбор процесса очистки природного газа от сернистых соединений зависит от многих факторов, основными из которых являются: состав и параметры сырьевого газа, требуемая степень очистки и область использования товарного газа, наличие и параметры энергоресурсов, отходы производства и др.

Анализ мировой практики, накопленной в области очистки природных газов, показывает, что основными процессами для обработки больших потоков газа являются абсорбционные с использованием химических и физических абсорбентов и их комбинации.

Окислительные и адсорбционные процессы применяют, как правило, для очистки небольших потоков газа, либо для тонкой очистки газа.

Хемосорбционная очистка газа Основным преимуществом хемосорбционных процессов является высокая и надежная степень очистки газа от кислых компонентов при низкой абсорбции углеводородных компонентов сырьевого газа.

В качестве хемосорбентов применяют едкий натрий и калий, карбонаты щелочных металлов и наиболее широко — алканоламины.

Очистка газа растворами алканоламинов Аминовые процессы применяют в промышленности, начиная с 1930;го года, когда впервые была разработана и запатентована в США схема аминовой установки с фенилгидразином в качестве абсорбента.

Процесс был усовершенствован применением в качестве поглотителя водных растворов алканоламинов. Алканоламины, являясь слабыми основаниями, вступают в реакцию с кислыми газами H2S и СО2, за счет чего происходит очистка газа. Образующиеся соли при нагревании насыщенного раствора легко разлагаются.

Наиболее известными этаноламинами, используемыми в процессах очистки газа от H2S и СО2 являются: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), дигликольамин (ДГА), диизопропаноламин (ДИПА), метилдиэтаноламин (МДЭА).

До настоящего времени в промышленности на установках по очистке кислых газов в качестве абсорбента, в основном, применяется моноэтаноламин (МЭА), а также диэтаноламин (ДЭА). Однако в последние годы наблюдается тенденция по замене МЭА на более эффективный абсорбент — метилдиэтаноламин (МДЭА).

На рис. 1 показана основная однопоточная схема абсорбционной очистки газа растворами этаноламинов. Поступающий на очистку газ проходит восходящим потоком через абсорбер навстречу потоку раствора. Насыщенный кислыми газами раствор с низа абсорбера подогревается в теплообменнике регенерированным раствором из десорбера и подается на верх десорбера.

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.

Если не установлены жесткие требования по содержанию СО2, более целесообразно применять раствор МДЭА, имеющий ряд достоинств:

Ї возможность селективного извлечения H2S в присутствии СО2, следовательно, увеличение доли Н2S в кислом газе;

Ї у МДЭА более высокая термическая стабильность и меньшая коррозионная активность раствора по сравнению с ДЭА;

Ї 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; Ї 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;

Ї 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:

Ї тонкая очистка газа от основных серосодержащих соединений;

Ї высокая избирательность к сероводороду в присутствии диоксида углерода;

Ї высокая реакционноспособность и химическая стойкость поглотителя;

Ї доступность и дешевизна поглотителя;

Ї 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.

Рис. 2. Технологическая схема установки подготовки попутного газа методом адсорбционной 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.

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.

2. Галеев Р. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: Недра, 1997. — 362 с.

3. Голдобин В. Попутный газ — добро или зло // Нефть России, N11, 2007.

4. Стренк Ф. Н. Перемешивание и аппараты с мешалками. Л.: Химия, 1975. -384 c.

5. Хисамутдинов Н. И. Разработка нефтегазовых месторождений в поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. — 252 с.__