В идеале для транспортировки сероводородсодержащего природного газа нужно очистить газа от сероводорода, осушить газ, удалить тяжелые углеводороды… Но это в идеале, тут остается только добавить парк хранения и налива извлеченных углеводородов и, по сути, воспроизведен полноценный газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Отягощать промыслы большим количеством мини-ГПЗ – это вполне типичный североамериканский подход, с поправкой на общую доступность (обжитость, если угодно) региона: на Аляске один крупный ГПЗ, а не десятки маленьких, а условия лицензирования участков в Альберте заранее включают в себя обязательство переработки газа на уже существующих и, зачастую, недозагруженных ГПЗ.
ГПЗ на 100 – 200 млн. нм3/год попутного нефтяного газа (ПНГ) – проект стоимостью 30 – 50 и более млн. долларов. Аналогичные инвестиции потребуется для переработки 0,5 – 1 млрд. нм3/год высоконапорного природного газа «средней» жирности. На сбор и транспортировку сырьевого газа затраты принципиально другого порядка.
В итоге приходится мирится с тем, что будет не «в идеале».
От выделения тяжелых компонентов можно отказаться. При более-менее разумном разделении газовых и конденсатных потоков на промысле, можно работать с газосборными сетями с прогнозируемым количеством жидкости. Остается очистка от сероводорода и осушка.
ОЧИСТКА ГАЗА
Удаление сероводорода (H2S) - очень неприятная с точки зрения организации дела задача.
Во-первых, как только удаление сероводорода уже не целесообразно простейшими поглотителями без регенерации (условно до 100 кг/сутки удаляемого сероводорода) – ценник на возможное решение проблемы возрастает в разы.
Во-вторых, кроме удаления сероводорода придется решить проблему – утилизации извлеченного сероводорода. В отсутствии широко принятой в наших краях опции закачки сбросных газов - остается или сжигание (если экологические нормы позволяют) или получение элементарной серы (всегда возможный вариант, означающий появление дорогой установки, вспомогательного хозяйства, склада хранения продукции… т.е. опять «ползавода»).
В конечном итоге, от сероочистки на промысле оказывается вполне логично отказаться.
ОСУШКА ГАЗА
Следующая операция - осушка газа - нужна для безгидратного режима транспортировки газа и для уменьшения коррозийного износа трубопроводов и оборудования. Единственной альтернативой осушке газа выступает впрыск ингибитора гидратообразования (метанола или МЭГ). Этот метод не решает вопросы с коррозией (по крайней мере, кардинально), но для простоты будем считать впрыск MeOH или МЭГ – полной аналогией осушки газа.
Осушка сероводородсодержащего газа при сборе и транспортировки осталась единственной и, в условиях отсутствия каких-либо других, чрезвычайно важной операцией.
Собственно, обустройство еще советских Оренбургского и Астраханского месторождения так и реализовывалось: серия установок комплексной подготовки газа (УКПГ) предшествующих Оренбургскому и Астраханскому ГПЗ – это не что иное, как банальная сепарация и осушка газа.
СЕРОВОДОРОДНАЯ КОРРОЗИЯ В ОСУШЕННОМ ГАЗЕ
Современные модели коррозии базируются на разделении химической («газовой») коррозии и коррозии в присутствии водной среды, выступающей как электролит и/или среды, в которой растворены кислые компоненты. [1],[2]
Газовая коррозия, т.е. коррозия, описываемая прямой химической реакцией компонента (сероводород, в нашем случае) и металла – крайне медленное и очень температурозависимое явление. При относительно невысоких температурах, характерных для добычи и первичной переработки природного газа – газовая коррозия пренебрежительно мала.
«Сухой сероводород, по единодушному мнению многих исследователей, является при нормальных температурах весьма слабым коррозионным агентом». [1]
На самом деле, это конечно же, не совсем так. Для минимизации коррозийных явлений необходима именно осушка газа, а не исключение свободной воды, т.к. активность сероводорода с относительной влажностью 80-90% достаточно велика. [1] Проявляется другой механизм - электрохимическая коррозия в тонком – молекулярном - слое влаги, адсорбированной металлом. О периодической локальной конденсации воды речь не идет: если это случается, то конечно, последствия могут быть катастрофическими.
Гафаров описывает проявления коррозии и причины возникновения аварийных случаев на основе двух десятков лет эксплуатации Оренбургского ГКМ [2]. Причинами аварий в результате коррозии в монофазном осушенном потоке неизменно являлось разгильдяйство, хотя сам Гафаров тактично маскирует причины излишне подробными описаниями. Как еще можно назвать причину аварии в ситуации, когда оборудование выводится из эксплуатации, но в силу пропускающего клапана, остается под рабочим давлением и в контакте с рабочей средой? Осушенный до точки росы минус 10 °С газ оказался застойным, изолированным в мертвом участке; каждый раз, когда температура участка падала до минус 10 °С и ниже – вода конденсировалась, каждый раз когда «всходило солнце» - испарялась. Прекрасные условия для сероводородной коррозии, что и приходится констатировать дипломатичному Гафарову.
Но, в целом, опыт сбора и транспортировки осушенного газа с высоким содержанием сероводорода положителен. И не только в отечественной промышленности. И вот описание различной международной практики акцентирует внимание на совершенно неожиданном, и крайне слабо, если вообще хоть как-то, освещенном в отечественной литературе моменте, о котором вы можете узнать из данной статьи Эксплуатация систем сбора и транспорта газов, содержащих H2S, в мировой практике.
Список литературы:
Розенфельд И.Л., «Коррозия и защита металлов», 1970 г.
Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. «Определение характеристик надежности и технического состояния оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений», 2001 г.