Состав газа и конденсата, способы его выражения.

По фракционному составу природные газы разделяются на три группы: сухие газы, состоящие почти из одного метана. Они добываются из чисто газовых месторождений. В них отсутствуют тяжелые углеводороды, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях; жирные, содержащие значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии. Они добываются из нефтяных месторождений; смесь сухого газа и конденсата. Онидобываются из газоконденсатных месторождений.

Конденсаты различных месторождений заметно отличаются по фракционному и химическому составам. Различают нестабильный и стабильный конденсаты.

Нестабильный конденсат C₃ представляет собой жидкие углеводороды с растворенными в них газообразными компонентами, при определенных условиях, переходящие в жидкое состояние. Стабильный конденсат при нормальных условиях содержит только жидкие тяжелые углеводороды (С₅Н₁₂ + высшие).

Природные газы газовых и газоконденсатных месторождений по своему качественному составу близки между собой. Природные газы представляют собой смесь различных углеводородов: метана; этана; пропана; бутана; пентана; и высших.

Основная составляющая природных газов газовых и газоконденсатных месторождений – метан, содержание которого в газе колеблется от 70 до 99,5 % по объему.

Компонентный состав (ПГ).

природный газ это такая многокомпонентная смесь (в основном метан 80-99%) которая находится в газовой фазе, как при нормальных физических условиях, так и при пластовых давлениях и температурах на разрабатываемых в настоящее время месторождениях.

Основную часть природного газа составляет метан (CH₄) — от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана: этан (C₂H₆), пропан (C₃H₈), бутан (C₄H₁₀).

а также другие неуглеводородные вещества: водород (H₂), сероводород (H₂S), диоксид углерода (СО₂), азот (N₂), гелий (Не).

Способы выражения состава (ПГ).

Состав газа и конденсата можно выразить:

объемным способом – по отношению объемов отдельных компонент к объему всей смеси;

массовый - по отношению массы отдельных компонент к массе всей смеси;

мольный - по отношению количества молей отдельных компонент к количеству моллей всей смеси

Абсорбционная осушка газа.

Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углево­дородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Аб­сорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаи­морастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контанта, низкой коррозионной спо­собностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ).

Преимущество ДЭГа перед ТЭГом - меньшая склонность к ценообра­зованию при содержании в газе конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды. Однако ТЭГ обеспечива­ет высокую степень осушки, что приводит к большому снижению "точки росы". ТЭГ имеет более высокую температуру разложения. Следовательно, ТЭГ можно нагревать до более высокой температуры и регенерацию (восстановление) его проводить без вакуума.

Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации. При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7%, а ТЭГ-до 98,1%. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых ста­лей.

Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтиро­ванных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осу­шенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давле­ния, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента. Увели­чение числа тарелок (а их устанавливают в абсорбере 14-18 шт.) оказывает такое же влияние, как и увеличение количества циркулирующего абсор­бента. Верхний и нижний температурные пределы процесса определяются соответственно потерями гликоля от испарения и возрастанием его вязко­сти и равны 35-10рС.

Абсорбционный – основан на способности жидких абсорбентов поглощать из природного газа влагу. В качестве абсорбента (поглотителя) используют - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), а также масла, амины. Такие установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих –20⁰С.

Основным элементом установки есть абсорбер, в котором газ движется снизу вверх, а на встречу сверху - вниз стекает абсорбент. Газ, контактируя с абсорбентом осушается, абсорбент поглощая воду насыщается ей и направляется на регенерацию.

Газ от кустов скважин по газосборным коллекторам-шлейфам подается на пункт переключающей арматуры. В пункте переключающей арматуры сырой газ распределяется по шестнадцати входным ниткам в восемь блоков узла входа шлейфов (УВШ) объединенных попарно. Дальше газ поступает в сепаратор для отделения мех примесей от газа. Дальше идет в абсорбер где осушается газ. Осушенный газ, перед тем как попасть в МГ проходит сначала АВО с целью исключения растепления многолетнемерзлых присадочных грунтов и повышения надежности работы промыслового подземного газопровода. Потом поступает в узел замера газа.