С какой целью перед адсорбером устанавливают сепаратор

Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

Аннотация научной статьи по химическим технологиям, автор научной работы — Донских Борис Дмитриевич, Истомин Владимир Александрович, Крашенников Сергей Викторович, Русанова Галина Николаевна

Снижение капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации газа является важной задачей, способствующей уменьшению потерь ценного углеводородного сырья и, как следствие, сокращению издержек ОАО «Газпром». Применяющийся в настоящее время метод определения капельного уноса углеводородов основан на выделении жидкой фазы из пробы газа известного объема. Основным его недостатком является невозможность обеспечения представительности пробы газа, вследствие чего получаемые результаты являются сугубо оценочными. В связи с этим в настоящее время целесообразно развитие косвенных методов измерения капельного уноса тяжелых углеводородов с установок НТС. В работе анализируются три новых метода косвенного определения уноса, отмечены перспективы их совершенствования и указываются границы эффективной применимости.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа»

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАПЕЛЬНОГО УНОСА УГЛЕВОДОРОДОВ С УСТАНОВОК НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Б.Д. Донских, В.А. Истомин, С.В. Крашенников, Г.Н. Русанова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

При подготовке природного газа газоконденсатных месторождений главным образом используется процесс НТС [1, 2], заключающийся в охлаждении газожидкостного потока и конденсации тяжелых углеводородов с последующей сепарацией на жидкую и газовую фазы. В концевом технологическом аппарате — низкотемпературном сепараторе — поддерживаются проектные термобарические параметры (в настоящее время температурный уровень процесса НТС составляет -30 °С), принципиально позволяющие извлечь из пластового газа более 95 масс. % углеводородов С5+.

Существенной проблемой технологии низкотемпературной сепарации являются достаточно высокие потери ценного УВ-сырья из-за парового и капельного уносов углеводородов. В отличие от парового уноса, величина которого определяется термобарическими условиями в низкотемпературном сепараторе, капельный унос можно снижать путем повышения эффективности работы каплеулавливающих элементов сепаратора. Уменьшение капельного уноса УВ позволяет извлекать дополнительно десятки тысяч тонн газового конденсата в год, при этом возрастает рентабельность разработки газоконденсатных месторождений. Таким образом, важным моментом интенсификации технологии НТС является совершенствование конструкций сепараторов, в частности модификации каплеулавливающих элементов и коагуляторов аэрозоля с целью уменьшения капельного уноса углеводородной жидкости. Эффективность работы той или иной конструкции сепаратора надежно определяется только экспериментальным путем. При этом особое значение имеет точность определения капельного уноса УВ-жидкости из тестируемого сепаратора.

В настоящее время при проведении приемочных и периодических испытаний сепараторов разработчиком сепараторов ДАО «ЦКБН» рекомендуется следующая методика исследования

его эффективности с использованием прямого метода измерения уноса [3]. Схема обвязки сепаратора представлена на рис. 1.

Испытания сепаратора проводят при установившемся режиме течения газа, когда все параметры процесса находятся в пределах установленных норм не менее 1 ч. При испытаниях сепаратора измеряемыми параметрами являются: температура газа (°С), давление газа (МПа), объемный расход газа через сепаратор (м3/ч), гидравлическое сопротивление аппарата (МПа), количество капельной жидкости на входе в сепаратор (мг/м3), количество капельной жидкости на выходе из сепаратора (капельный унос) (мг/м3). В ходе испытаний расход газа через сепаратор должен сохраняться и не выходить за пределы ±2,5 %. При исследовании различных режимов работы сепаратора величина уноса жидкости определяется не менее трех раз на каждом режиме. Общая продолжительность испытаний сепаратора должна составлять не менее 72 ч.

Рис. 1. Схема обвязки сепаратора при проведении исследования его эффективности: 1 — измерители уноса, 2 — пробоотборные штуцеры, 3 — дифманометры,

4 — термометр, 5 — указатель уровня жидкости, 6 — манометр, 7 — сепаратор,

8 — измерительная диафрагма; I — сырой газ, II — газ сепарации, III — жидкость

Место для подключения измерителя уноса выбирается в непосредственной близости от испытываемого сепаратора. Штуцер отбора пробы желательно располагать на вертикальном участке газопровода, перпендикулярно направлению потока газа. На горизонтальных и наклонных участках газопровода штуцер отбора пробы целесообразно располагать вертикально. При испытаниях сначала подсоединяют устройство измерения расхода к штуцерам отбора, затем выводят аппарат на требуемый технологический режим. После выхода на режим проводят три последовательных

измерения за период не менее 3 ч. При этом должно соблюдаться так называемое условие изокинетичности, обеспечивающее равенство скоростей потока исследуемого газа в газопроводе и в устройстве измерения капельного уноса. Отбор проб проводят одновременно на входе и выходе сепаратора. Перед отбором пробы штуцера тщательно продувают для удаления остаточной пыли и капельной жидкости. При данном технологическом режиме величина объемного расхода газа не должна варьироваться более чем на ±5 %. За результат испытаний принимают среднее арифметическое трех определений, расхождения между которыми не должны превышать 1,5 % отн. (при Р = 0,95 МПа).

В настоящее время при испытаниях газовых сепараторов применяют ряд различных устройств измерения капельного уноса жидкостей. Так, в ОАО «ТюменНИИгипрогаз» был разработан индикатор уноса жидкости ИУ-1 [4], конструкция которого представлена на рис. 2.

Рис. 2. Схема устройства и подключения индикатора уноса ИУ-1: 1 — газопровод, 2 — входной вентиль, 3, 10 — манометры, 4 — фильтр-патрон, 5 — фильтрующий элемент, 6 — адсорбер, 7 — дроссельная шайба, 8 — ниппель, 9 — выходной вентиль

Данный индикатор уноса применяется, например, в ИТЦ «Газпром добыча Ямбург». Методика измерения уноса жидкости состоит в пропускании определенного объема исследуемого газа через специальный фильтр с последующим определением массы привеса осевшей на волокнах фильтра жидкости. При этом существенными условиями осаждения жидкости на фильтре являются условия изокинетичности, изотермичности и изобаричности по отношению к исследуемому потоку газа, что должно обеспечивать представительность исследуемой пробы газа. Условие изокине-тичности соблюдается при установке определенного расхода через индикатор уноса, рассчитываемого по формуле, м3/мин:

где Q — расход газа в исследуемом газопроводе, тыс. м3/ч; й — внутренний диаметр пробоотборного штуцера, мм; В — внутренний диаметр исследуемого трубопровода, мм.

Необходимый расход исследуемого газа устанавливают выходным вентилем 9, измеряя изменение давления на манометре дроссельной шайбы. В методике приведена соответствующая градуировочная таблица для определения расхода через диафрагму (0 5 мм) по давлению манометра. Можно также воспользоваться следующей приближенной формулой, м3/мин:

= (0,1462 • Р + 0,7246)-), (2)

где Р — давление газа по манометру диафрагмы, кгс/см2.

Индикатор уноса подсоединяется к штуцеру диаметром 6^8 мм, приваренному вровень с внутренней стенкой газопровода. Рекомендуется приваривать штуцер на вертикальных участках газопровода. Возможно присоединение и к горизонтальному участку газопровода, но при этом не гарантируется достоверность получаемых результатов.

Перед проведением измерений рассчитывают требуемый расход газа через индикатор по формуле (2). Затем подготавливают фильтрующий элемент 5, заполняя его полностью свернутой в рулон полоской дорнита. После подготовки взвешивают фильтр-патрон 4 на аналитических весах, предварительно высушив его

в сушильном шкафу. Перед началом испытаний измерительную установку продувают для удаления остатков конденсата, вставляют фильтр-патрон и плавно набирают давление до рабочего. Затем регулировочным вентилем устанавливают требуемый расход, контролируемый по манометру. Через прибор пропускают такое количество газа, которое обеспечивает привес фильтра от 20 до 150 мг. Затем давление сбрасывают, фильтр-патрон вынимают и взвешивают. Обычно проводят два параллельных измерения. Величину уноса рассчитывают как отношение разности масс фильтра до и после эксперимента к объему пропущенного газа, приведенного к нормальным условиям. Объем пропущенного газа определяют при помощи секундомера, зная заданный расход газа. Адсорбер 6 используют в случае проведения измерений на сыром газе для предотвращения гидратообразования на вентиле 9 и искажения показаний расхода по дроссельной шайбе 7. Очевидно, что данная методика позволяет измерять унос только дегазированной части конденсата (без учета легких компонентов, растворенных в нестабильном конденсате), что представляется не вполне корректным.

Экспериментально подтвержденная ИТЦ «Газпром добыча Ямбург» погрешность измерения уноса по данной методике составляет не более ±20 % отн. (при величинах уноса не более 30 мг/м3). При этом методика не рекомендована к использованию при величинах уноса, превышающих 50 мг/м3.

Используются и другие приборы для измерения уноса капельной жидкости. Например, в ДОАО «ЦКБН» разработан прибор УГМК, несколько модифицированный в ИТЦ «Газпром добыча Уренгой» [3]. Для определения содержания капельной жидкости в попутном нефтяном газе сепарации в ООО «Газпром добыча Оренбург» предложен способ, основанный на использовании измерителя количества конденсата «Конденсат-2» или малогабаритной переносной сепарационной установки (МПСУ) собственной конструкции [5].

В работе [6] проведены анализ и обсуждение разработанных ранее и применяемых на практике методик измерения капельного уноса жидкости на установках подготовки природного газа. Отмечены высокие погрешности указанных методов при повышенных давлениях и высоком содержании капельной жидкости

в газе. В работе [7] отмечается, что зачастую погрешности измерения капельного уноса жидкости сопоставимы с самими значениями измеряемой величины и, таким образом, могут рассматриваться только как качественные показатели оценки работы сепараторов.

Главной проблемой всех применяемых в настоящее время прямых методик авторы [6] считают отсутствие обеспечения представительной пробы. К недостаткам пробоотборных устройств (за исключением измерителя ДАО «ЦКБН») можно отнести отбор пробы непосредственно со стенки газопровода, при этом не учитывается профиль распределения скоростей, от которого зависит и распределение капель в потоке. Недостаточно корректно учитывается и влияние местных сопротивлений, отводов, тройников и т.д., также влияющих на распределение скоростей и завихрения потока газа. Отсутствие информации о распределении скоростей по сечению газопровода не дает возможности точно соблюсти условие изокинетичности при отборе проб исследуемого газа. В [6] отмечено, что устройства, в которых отбор проводится не из потока газа, а со стенки газопровода, дают завышенные результаты капельного уноса вследствие влияния жидкостной пленки, текущей по стенке газопровода. Погрешности, связанные с сорбционными явлениями на поверхностях элементов измерительного устройства, могли бы быть уменьшены за счет увеличения времени продувки измерительной системы исследуемым газом. Однако в таком случае возможно нежелательное захолаживание системы и, как следствие, нарушение условия изотермичности потока анализируемого газа и потока газа в газопроводе.

Прямой метод измерения капельного уноса активно развивается и корпорацией Pall (США). В частности, измерительная установка [8] позволяет избавиться от эффекта первоначальной конденсации жидкости при заполнении установки исследуемым газом (как и устройство, разработанное ООО ИВЦ «Инжехим» [6]). К недостаткам измерительной установки Pall следует отнести ее громоздкость (длина ~3 м) и высокие объемы газа для анализа (~1000 м3).

Рассмотренные выше методики измерения капельного уноса по своей сути являются разновидностями прямого метода измерения, в котором отбор пробы исследуемого газа производится

(в идеале) при тех же термобарических условиях, что и в исследуемом низкотемпературном сепараторе и в изокинетическом режиме, относительно потока газа в газопроводе. Несмотря на постоянное совершенствование рассматриваемых методик, сохраняется ряд существенных недостатков:

• высокая трудоемкость выполнения измерений, длительность процедуры как подготовки так и самого измерения, значительные затраты газа на исследования;

• громоздкость и сложность аппаратуры, сочетающаяся с низкой надежностью отдельных узлов и приводящая к снижению общей точности измерений;

• требуется проведение большого числа операций, использование специальных задвижек и дополнительных средств для обеспечения необходимой точности измерений;

• непосредственно определяется только «дегазированная часть» унесенного конденсата, однако более корректно и обоснованно проводить измерение массы фактически уносимого из сепаратора нестабильного конденсата;

• трудности обеспечения представительности пробы, отбираемой из потока, поскольку режим изокинетического входа газа в пробоотборную трубку не гарантирует местных завихрений потока и отбивку капель на входе потока газа в пробоотборный зонд (независимо от формы наконечника зонда);

• отсутствие учета жидкостной пленки, текущей по стенке газопровода, и практическая невозможность достоверной оценки вклада этой части уноса в величину общего уноса (что может значительно искажать результаты измерений).

По мнению авторов, принципиально важными являются последние два недостатка, поскольку их устранить технически затруднительно. Это объясняется тем, что пробоотборный зонд любой конструкции будет вносить неконтролируемые возмущения в поток газокапельной смеси и, следовательно, нарушать представительность пробы. Установление обоснованных значений погрешности прямых методов возможно только с применением косвенного гравиметрического метода (описанного ниже) с известными метрологическими характеристиками. При этом указанные выше погрешности являются сугубо оценочными, в то время как

реальная погрешность измерения капельного уноса может достигать 100 % отн. и более [7]. Таким образом, можно сделать вывод. что прямые методы из-за высокой погрешности фактически могут применяться только как индикаторные методы определения уноса капельной жидкости.

Более перспективным направлением представляется развитие косвенных методов определения капельного уноса, в которых отбор пробы осуществляется не из гетерогенной газокапельной среды, а из гомогенной газовой фазы (когда капли конденсата и пленка жидкости уже испарились в газовый поток при повышении его температуры). В отличие от прямых методов, косвенные методы однозначно обеспечивают представительность пробы, что потенциально дает возможность повысить точность измерения капельного уноса. В косвенных методах определены четкие метрологические характеристики, поскольку в них используются стандартизованные, аттестованные процедуры с известной погрешностью.

Косвенный метод измерения капельного уноса УВ после установок НТС был разработан авторами работы [9], с использованием измеряемого значения температуры точки росы по углеводородам (ТТРув) в природном газе после установок НТС. При этом исследуемый газ должен иметь достаточно высокую температуру, чтобы гарантированно не содержать капель УВ, которые должны успеть испариться в газовый поток (например, измерение можно проводить после выхода газа из технологической нитки). Разница (АТ) между значением измеренной ТТРув и температурой в концевом сепараторе характеризует величину капельного уноса УВ. Для установления количественной связи между величиной АТ и значением уноса (мг/м3) необходимо знать состав пластового флюида (до С12), а также использовать возможности современных расчетных комплексов (например, PRO II®, HYSYS® и др.).

Так, в работе [9] технологическое моделирование процесса низкотемпературной сепарации проводилось в программной среде «ГазКондНефть». Для расчета процесса сепарации использован состав пластового флюида на УКПГ-1АВ Уренгойского НГКМ. Температура в системе регулировалась таким образом, чтобы в низкотемпературном сепараторе она составляла -30,0 °С. С использованием разработанной технологической модели УКПГ

авторами [9] проведены расчеты влияния капельного уноса УВ на измеряемую анализатором величину ТТРув. Были получены кривые конденсации (при различных давлениях) для значений уносов 0; 0,5; 1,0; 1,5; 2,0 г/м3. Для флюида данного состава установлено, что при уносе, например 2,0 г/м3, АТ составляет 5,0 °С. Таким образом, используя современные автоматизированные средства измерений ТТРув, можно проводить оценку капельного уноса из низкотемпературного сепаратора. На точность определения уноса будут влиять, прежде всего, погрешность анализатора при определении ТТРув, погрешность определения компонентного состава флюида и адекватность выбранной термодинамической модели расчета ТТРув. При этом данный метод ориентирован на определение достаточно больших уносов.

Метод реализуется следующим образом. Сначала для флюида известного состава на программном комплексе рассчитывают зависимости ТТРув от давления и величины капельного уноса в достаточно широком диапазоне значений. Замеряя величину ТТРув при помощи анализатора, по значению АТ (разнице между фактически замеренной ТТРув и температурой в концевом сепараторе НТС) находят величину капельного уноса с использованием полученных ранее зависимостей. Пример зависимости капельного уноса от АТ для газа Бованенковского ГКМ при условиях сепарации Р = 5,5 МПа и t = -25,0 °С представлен на рис. 3.

При погрешности анализатора ТТРув в 1,0 °С нижний предел измерения метода определения уноса для флюида данного состава будет на уровне 0,5 г/м3. Важно подчеркнуть, что чувствительность данного метода в настоящее время может быть существенно увеличена за счет использования анализаторов ТТРув нового поколения. Например, в связи с появлением на рынке высокоточных анализаторов ТТРув серии Hygrovision возможно повышение чувствительности метода до ~0,1 г/м3.

Следует отметить, что чувствительность (нижний предел измерения) данного расчетного метода существенно зависит от компонентного состава исходного флюида. В качестве примера на рис. 4 приведены зависимости ТТРув от величины капельного уноса для тощего газа (апт-сеноманского горизонта Бованенковского месторождения).

Разность температур, АТ

Рис. 3. Зависимость капельного уноса из низкотемпературного сепаратора от АТ (ТТРув — Тнтс) для газа Бованенковского ГКМ

Фазовая диаграмма газа после установки НТС

-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40

—♦—Газ после сепарации —’Унос50 мг —а—Унос 100 мг

Рис. 4. Номограмма для определения величины капельного уноса из низкотемпературного сепаратора для апт-сеноманского газа Бованенковского месторождения по измерениям точек росы газа

Из представленных на рис. 4 зависимостей можно заключить, что при погрешности анализатора ТТРув в пределах ±1,0 °С относительная погрешность метода определения уноса составляет ~10 %. В абсолютных значениях — это от 5 до 100 мг/м3 в заданном диапазоне величин капельного уноса. Отметим, что для расчетов диаграмм на рис. 4 взят компонентный состав флюида и уносимого конденсата до С12. Учет высокомолекулярных углеводородных компонентов нецелесообразен в силу их малого количества, поскольку ни автоматические, ни визуальные анализаторы ТТРув таких количеств углеводородов не фиксируют, и величины ТТРув, соответствующие более тяжелым УВ, на практике не определяются.

Обсудим также другой косвенный метод для определения уноса жидких углеводородов из установок НТС, который описан в международном стандарте 180 6570-2001 [10].

Метод 180 6570 заключается в пропускании измеряемого объема газа через сепаратор специальной конструкции. Если термобарические условия внутри измерительного сепаратора аналогичны условиям в исследуемом низкотемпературном сепараторе, то количество жидкости, уловленное в сепараторе (при известном объеме пропущенного газа) характеризует величину капельного уноса. При этом конструкция сепаратора обеспечивает практически полное осаждение капель конденсата за счет длительного времени пребывания газокапельной смеси в сепараторе. На рис. 5 приведена общая схема подключения сепаратора, применяемая по методу 180 6570-2001 [10].

Международный стандарт устанавливает два метода гравиметрического определения количества конденсирующейся жидкости. Метод А — ручной весовой метод и метод Б — полуавтоматический метод. При этом метод А является арбитражным для метода Б. Ручной метод заключается в непосредственном взвешивании измерительного сепаратора до и после накопления жидкости, разность между полученными значениями массы и будет равна количеству жидкости при пропускании фиксированного объема газа. Косвенный метод основан на измерении давления столба накопившейся в вертикальной трубке (приваренной к днищу измерительного сепаратора) жидкости при помощи дифманометра и последующем пересчете величины давления в величину массы при известной площади сечения трубки.

Рис. 5. Принципиальная схема установки для измерения количества конденсирующейся жидкости по методу 1ЭО 6570-2001:

1 — газопровод, 2 — запорный вентиль, 3 — термометр, 4, 6, 7, 18, 19 — вентили,

5 — фильтр-осушитель, 8 — механический фильтр, 9, 11 — манометры,

10 — обогреваемый редуктор, 12 — термометр, 13 — змеевик, 14 — измерительный сепаратор, 15 — термокриостат, 16 — выходной вентиль, 17 — измеритель расхода

Метод А налагает ограничения на максимальную массу измерительного сепаратора — 1100 г. При этом требования к весам: максимальная масса взвешивания не более 2 кг с разрешением 0,01 г.

Измерения по методу А проводят следующим образом. Собирают измерительную схему, как это показано на рис. 5. При этом измерительный сепаратор 14 и змеевик 13 предварительно промывают каким-либо подходящим растворителем (например, пентаном) и высушивают до постоянной массы. После того как в системе установилось заданное давление при требуемой температуре термокриостата 15 и при открытых вентилях 2, 6, 18 и закрытых 16 и 19, отсекают змеевик, и измерительный сепаратор закрытием вентилей 18 и 19 отсоединяют от измерительной схемы. Затем змеевик и сепаратор промывают от антифриза водой (заодно проверяя на отсутствие утечек газа) и высушивают до постоянной массы. Записывают начальное значение массы змеевика и сепаратора. После этого помещают змеевик с сепаратором обратно в термокриостат и подсоединяют к измерительной системе. Пропускают исследуемый газ через систему, последовательно открывая вентили 2, 6, 18, 19 и регулируя расход вентилем 16. Расход можно менять в диапазоне от 8 до 25 дм3/мин в зависимости от ожидаемого количества конденсирующейся жидкости.

При необходимости можно пускать исследуемый газ через фильтр-осушитель 5 для удаления паров воды путем закрытия вентиля 6 и открытия вентилей 4 и 7. Желательно пропускать через установку такое количество газа, чтобы масса сконденсировавшейся жидкости была не менее 1 г. После пропускания необходимого количества газа, которое фиксируют по счетчику 17, отсоединяют змеевик с сепаратором и повторяют операции по их промывке и высушиванию. Записывают конечную массу змеевика и сепаратора, содержащего сконденсированную жидкость. Вычисляя разность конечной и начальной масс змеевика и сепаратора и деля ее на количество кубометров (при нормальных условиях, Т = 273,15 К, Р = 101,325 МПа пропущенного газа, получают величину содержания конденсируемой при данных условиях жидкости в газе.

В методе Б перед выполнением измерений требуется провести калибровку измерительного дифманометра. Для этого в измерительную трубку, припаянную к днищу сепаратора, вносят различные количества н-декана (или его смеси с триметилбензолом) с известной массой и фиксируют соответствующие показания дифманометра при рабочем давлении и минимальной температуре, при которой еще не происходит конденсация жидкости из газа. По полученной калибровочной зависимости показаний дифманометра от массы жидкости в ходе измерений определяют массу конденсата, выделившегося из известного объема исследуемого газа.

При тщательном выполнении всех требований метода и отсутствии источников погрешности, связанных с утечками газа, недостаточным высушиванием змеевика и сепаратора, конденсацией паров воды и т.п., может быть достигнута погрешность измерений ±1 %.

К основным недостаткам метода можно отнести его большую трудоемкость, сложность и дороговизну оборудования, сложности практической реализации для прямого отбора проб, а также достаточно высокую продолжительность измерений (до 20 ч и более).

Далее следует отметить, что в настоящее время становится актуальным развитие третьего косвенного метода — хроматографического метода определения уноса жидкости с установок НТС. Этот метод определения капельного уноса основан на газохроматографическом измерении компонентного состава газа, отобранного до и после низкотемпературного сепаратора. При этом исследуемый

газ не должен содержать капельной жидкости. Такие измерения можно осуществить, отобрав газ в точке, расположенной между первичным сепаратором и охлаждающим теплообменником, где температура газа еще достаточно высока, а капли практически полностью отделены в первичном сепараторе. Вторая точка про-боотбора должна располагаться после теплообменника по обратному ходу газа, где температура уже достаточно высока и вся унесенная капельная жидкость успела обратно испариться. Здесь требуется измерение компонентного состава до углеводородов С12 (до н-додекана). В рамках данной методики желательно проводить определение не только нормальных парафинов, но и изопарафинов, а также нафтенов и аренов, которые, как правило, содержатся в природном газе в значимых для конечного результата количествах. Метод также предусматривает использование расчетного программного комплекса для моделирования процесса низкотемпературной сепарации.

Предполагается следующая процедура расчета капельного уноса хроматографическим методом:

1) на основании измеренного компонентного состава газа. входящего в низкотемпературный сепаратор, и термобарических условий в сепараторе рассчитывают равновесный компонентный состав газа после сепарации;

2) затем проводят сравнение составов газа сепарации, рассчитанного на программном комплексе, и состава измеренного после низкотемпературного сепаратора;

3) в случае превышения измеренных значений молярной доли компонентов над расчетными делается вывод о наличии капельного уноса, и по разнице молярных долей при известных молекулярных массах компонентов и фракций Сп рассчитывается его величина.

Для вычисления концентрации углеводородной жидкости потребуются молекулярные массы индивидуальных компонентов или псевдокомпонентов, которые соответствуют условным фракциям. При этом молекулярные массы фракций можно получить различными способами, например, расчетом на основе известного группового состава конкретной фракции с учетом различия молекулярных масс парафинов, нафтенов и аренов или экспериментально с применением криоскопического или эбуллиоскопического методов.

Требования к измерительной газохроматографической системе изложены в действующем международном стандарте 180 23874-2006 [11]. Указанный стандарт устанавливает процедуру измерения углеводородов от н-пентана до н-додекана. Определение компонентов до пентанов не представляет методических затруднений и описано во многих отечественных и зарубежных стандартах, например ГОСТ 31371-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности» (в семи частях).

Измерительная система, которую следует использовать в предлагаемом методе, должна определять такие индивидуальные компоненты, как бензол, толуол, циклогексан, метилциклогексан, циклопентан, метилциклопентан и т.п. (если их количество превышает 1 млн 4 мол. доли). Также в управляющей хроматографом программе должна быть предусмотрена возможность определения молярной доли неидентифицируемых компонентов по известной молярной массе или числу атомов углерода через соответствующие коэффициенты чувствительности относительно известного компонента (как правило, н-пентана). Для данного метода измерения наилучшим образом подходит анализатор с пламенноионизационным детектором. При его практической реализации потребуется точное соблюдение требований к пробоотборной системе, которые изложены в ГОСТ 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб». Прежде всего, как и в других косвенных методах, следует соблюдать условия однофазности отбираемого потока. Желательно, чтобы все пробоотборные линии и пробоотборник при отборе пробы имели температуру не менее чем на 10 °С выше температуры исследуемого газа. Перед анализом отобранного газа пробоотборник потребуется нагреть до температуры не менее чем на 10 °С выше температуры исследуемого газа в течение как минимум 4 ч.

Погрешность метода складывается из погрешностей расчетного программного комплекса, отбора проб и собственно хроматографического анализа, а также погрешности, проистекающей из допущений данного метода, т.е. неучета углеводородов тяжелее С12 и вклада нафтенов и ароматических углеводородов в молекулярную массу фракции Сп (по числу атомов углерода — п), если этот

вклад не учтен. К недостаткам хроматографического метода измерения уноса можно отнести относительно высокую погрешность отбора проб, поскольку тяжелые углеводороды легко адсорбируются на стенках пробоотборных линий и пробоотборника. Таким образом, проба может искажаться именно по содержанию тяжелых компонентов.

Подведем итоги проведенного выше анализа методов измерения уноса капельной жидкости из низкотемпературных сепараторов установок НТС.

В настоящее время активно развиваются (например, компаниями Pall Corp., ДОАО «ЦКБН» и ООО ИВЦ «Инжехим») модификации прямого метода измерения капельного уноса углеводородной жидкости. Однако эти методы имеют ряд недостатков, связанных со сложностями пробоотбора (представительностью проб). На сегодняшний день они могут быть рекомендованы только в качестве индикаторных методов. Их преимущество — возможность оценки малых уносов.

Косвенные методы измерения капельного уноса углеводородов потенциально обладают рядом преимуществ по отношению к модификациям прямого метода. В частности, лишены погрешностей, вызванных искажением пробы газокапельного потока, позволяют определять фактический (полный) унос углеводородной жидкости с учетом растворенных легких компонентов. Кроме того, данные методы пригодны для автоматизации процесса измерения. Недавние успехи, достигнутые в расширении пределов измерения и повышении точности новых анализаторов точки росы (например, анализаторы серии «Hygrovision») и потоковых газовых хроматографов (например, Siemens MAXUM Edition II), открывают новые возможности для практической реализации косвенных методов на основе использования надежной метрологической базы.

1. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В. А. Истомин, А.Н. Кульков, РС. Сулейманов. — М.: Недра, 1999 — 474 с.

2. Бекиров Т.М. Сбор и подготовка к транспорту природных газов / Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов. — М.: Недра, 1986 — 261 с.

3. Истомин В. А. Основные принципы нормирования и пути оптимизации расхода гликолей и метанола в условиях северных месторождений: обз. информация / В.А. Истомин, В.А. Ставицкий. -М.: ИРЦ Газпром, 1998 — 51 с. — (Подготовка и переработка газа и газового конденсата).

4. Ланчаков Г.А. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования / Г.А. Ланчаков, А.Н. Кульков, Г.К. Зиберт. — М.: Недра, 2000 — 280 с.

5. ТУ 51-527-95. Газ нефтяной отсепарированный Восточной зоны Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Технические условия. — Оренбург, 1995 — 17 с.

6. Ахлямов М.Н. Методика и устройство измерения уноса капельной жидкости на установках подготовки газа / М.Н. Ахлямов, Ф.А. Байгузин, И.М. Шигапов, Г.М. Хайруллин // Газовая промышленность. — 2009. — № 4. — С. 79-81.

7. Толстов В. А. Основные результаты испытаний сепараторов различных конструкций на объектах ОАО «Газпром» и направления их дальнейшего совершенствования / В.А. Толстов // Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. — 2004. — № 3. — С. 36-51.

8. Технология сепарации Pall «в заданной конструкции» // Oilmarket. — 2008. — № 8. — С. 60-63.

9. Истомин В.А. Метод точки росы для оценки капельного уноса углеводородов в процессе подготовки газа валанжин-ских залежей / В.А. Истомин, И.В. Колинченко, А.М. Деревягин, С.В. Селезнев // Наука и техника в газовой промышленности. -2006. — № 4. — С. 37-41.

10. ISO 6570:2001 — Natural gas — Determination of potential hydrocarbon liquid content — Gravimetric methods.

11. ISO 23874:2006 — Natural gas — Gas chromatographic requirements for hydrocarbon dewpoint calculation.

Установка подготовки газа и конденсата группы месторождений с системой сбора и транспорта

Прогнозируемая добыча газа: 128,10. 21,29 млн.ст. м 3 /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 входных шлейфов

— 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.).

Компрессоры

Компрессоры предназначены для дожатия газа, поступающего из блоков входных сепараторов-пробкоуловителей, до входных условий блока низкотемпературной сепарации. Применение компрессоров требуется в случае снижения устьевых давлений газа на месторождениях ниже 10,0 МПа (изб.).

Блок низкотемпературной сепарации

Блок низкотемпературной сепарации обеспечивает подготовку газа методом низкотемпературной сепарации (НТС) до требований СТО Газпром 089-2010 при максимальных и минимальных значениях параметров осушаемого газа. При работе блока максимально рекуперируется образующийся при дросселировании потока газа холод.

Блок стабилизации и сепарации конденсата

Блок предназначен для стабилизации углеводородного конденсата методом выветривания до товарных кондиций согласно требованиям ГОСТ Р 54389-2011. Блок сепарации конденсата предназначен для подготовки конденсата методом сепарации в емкостях.

Блок подготовки топливного газа на собственные нужды

Блок подготовки топливного газа на собственные нужды предназначен для утилизации газа сепарации и газа выветривания в качестве топливного газа, а также отбора, в случае необходимости, осушенного газа на собственные нужды оборудования УПГК, его подготовки (редуцирования) и подогрева.

Установка комплексной подготовки газа

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) — комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата.

Товарная продукция УКПГ:

сухой газ месторождений,
сухой отбензиненный газ месторождений,
газовый конденсат.

Требования, предъявляемые к товарной продукции УКПГ, регламентируются отраслевыми (ОСТ) и государственными (ГОСТ) стандартами.
Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы, главным показателем качества является точка росы (по влаге и углеводородам). Для холодной климатической зоны точка росы по влаге не должна превышать -20 °С, по углеводородам — не выше -10 °С. Помимо этого ОСТ регламентирует такие потребительские свойства газа, как теплота сгорания и допустимое содержание сернистых соединений.
Для газа, подаваемого местным потребителям для использования в промышленности и коммунальном хозяйстве, нормируются теплота сгорания и число Воббе, а также интенсивность запаха.
При использовании газа в качестве газомоторного топлива для автомобильного транспорта главным показателем качества является расчётное октановое число.
Газовый конденсат, производимый на УКПГ, делится на стабильный и нестабильный. Требования, предъявляемые к различным типам конденсата, варьируются.

Технологический процесс

Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:

абсорбционная или адсорбционная сушка;
низкотемпературная сепарация или абсорбция;
масляная абсорбция.

Состав УКПГ

В состав УКПГ входят:
— блок предварительной очистки (сепарации);
Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.
— технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;
— дожимные компрессорные станции;
Обеспечивают рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.
— вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, резервуарный парк хранения диэтиленгликоля или триэтиленгликоля и т.д.).

Низкотемпературная сепарация

УПГ методом низкотемпературной сепарации (НТС).
Состав:
— блок входного сепаратора,
— теплообменники,
— низкотемпературный сепаратор,
— разделитель,
— блок регенерации,
— блок подачи реагента,
— трубная обвязка,
— комплект запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств КИПиА.

Технология НТС.

Сырой газ под давлением поступает в газовый сепаратор, 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» 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 дросселируется, охлаждаясь при этом за счет эффекта Джоуля-Томсона.
Охлажденный газ поступает на 2 ю ступень сепарации в газовый сепаратор, где конденсат с насыщенным водой раствором ингибитора отделяется и направляется в разделитель.
Осушенный газ подогревается в теплообменнике сырым газом, поступающим на осушку, до температуры и направляется на коммерческий узел учета.

Смесь нестабильного конденсата с насыщенным водой раствором ингибитора поступает в разделитель, где конденсат отделяется и направляется на подготовку.
Насыщенный водой раствор ингибитора подогревается в кожухотрубчатом теплообменнике обратным током регенерированного ингибитора и поступает на установку регенерации.
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, где он охлаждается потоком насыщенного ингибитора, и через аппарат воздушного охлаждения направляется в расходную емкость блока подачи реагента.
Затем насосами дозаторами блока подачи реагента возвращается на установку осушки.

Преимущества НТС газа:

— низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;
— помимо извлечения жидких углеводородов одновременно осуществляется и осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;
— установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом обслуживании, тем самым возможно использование технического персонала средней квалификации;
— легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях газопромысла;
— возможности постепенного дополнения и развития технологии при снижении пластового давления и, соответственно, уменьшении свободного перепада давления, так что уже на момент проектирования установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления срока ее эффективной эксплуатации (в частности, за счет использования внешних источников холода, а также подключения ДКС).

Недостатки:

— несовершенство термодинамического процесса 1-кратной конденсации, при этом степень извлечения из природного газа целевых компонентов при заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависит только от состава исходной смеси;
— в процессе эксплуатации пластовое давление падает (при этом содержание углеводородного конденсата в пластовом газе уменьшается), так что «свободный перепад» давления на дросселе уменьшается (происходит «исчерпание» дроссель-эффекта) и, следовательно, повышается температура сепарации, – в результате не только удельное количество, но и степень извлечения целевых компонентов уменьшается;
— термодинамическое несовершенство дроссельного расширения газа как холодопроизводящего процесса по сравнению с турбодетандерным.

Адсорбционная осушка

Установка подготовки природного газа методом адсорбционной осушки (АО).
Состав:
— сепараторы,
— адсорберы,
— печь,
— компрессор,
— аппарат воздушного охлаждения,
— трубная обвязка,
— комплект запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств КИПиА.
Перед поступлением в адсорберы из сырьевого газа в сепараторе отделяются механические примеси и капельная жидкость.
После сепаратора газ сверху вниз проходит через 1 из адсорберов.
Осушенный газ отводится в коллектор сухого газа.
2 й адсорбер при этом находится на стадии регенерации (нагрев, охлаждение или ожидание).

Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа и компрессором подается в печь подогрева и с температурой +180-200 °С подается снизу вверх через адсорбер, в котором производится десорбция воды и тяжелых углеводородов.
Отработанный газ регенерации охлаждается в воздушном холодильнике и поступает в сепаратор, где из газа отделяются сконденсировавшиеся углеводороды и вода.
После сепаратора газ возвращается во входной сепаратор и повторно происходит весь цикл.

Преимущества АО газа:

— достигается низкая температура точки росы осушенного газа в широком диапазоне технологических параметров;
— компактность и низкие капитальные затраты для установок небольшой производительности;
— изменение давления и температуры не оказывает существенного влияния на качество осушки.
Недостатки:
— высокие капитальные вложения при строительстве установок большой производительности;
— возможность загрязнения адсорбента и связанная с этим необходимость его замены;
— большие потери давления в слое адсорбента;
— большой расход тепла.

Установки подготовки газа

Лекция №5 2 Установки подготовки газа Одной из самых важных проблем, от конструктивного и технологического решения которой зависят оптимальные технико-экономические показатели добычи и дальнейшего транспорта газа, является подготовка газа на промысле. Установки подготовки газа предназначены для: — обеспечения дальнейшего транспортирования газа в однофазном состоянии; — извлечения из газового потока вредных веществ, влияющих на коррозионное состояние объектов газодобывающегого предприятия; — извлечения из природного газа углеводородного конденсата и ценных компонентов для народного хозяйства. При использовании децентрализованной системы сбора и обработки газа все процессы подготовки газа осуществляются на УКПГ, а при централизованной системе сбора и обработки газа – на УППГ и ГС. В мировой и отечественной практике эксплуатации месторождений очистка и осушка природного газа от тяжелых углеводородов, воды, сероводорода, гелия и механических примесей осуществляется следующими способами, от которых зависит технологические и конструктивные решения установок подготовки газа:

Рекомендуемые материалы

Вариант 1 — Курсовая работа — Определение параметров водохозяйственной системы

Комплексное использование и охрана водных ресурсов

Контрольная работа

Создание и использование информационных ресурсов организации

Технологический комплекс МСП насос-редукторов буровой установки

Проектирование технологических комплексов механосборочного производства (МТ-3)

3000 2000 руб.

Проектирование и исследование механизмов насосной установки с электроприводом

Теория механизмов и машин (ТММ)

Контрольная_работа_2 по Гидроэнергетические установки

Гидроэнергетические установки

Проектирование и исследование механизмов дизель-воздуходувной установки

Теория механизмов и машин (ТММ)

— установки с низкотемпературной сепарацией, в которых очистка и осушка природного газа проводится за счет дроссель-эффекта; — установки с низкотемпературной сепарацией, в которых очистка и осушка природного газа проводится с помощью холода, получаемого в турбодетандерах; — установки подготовки газа, на которых очистка и осушка природного газа проводится на абсорбционных установках; — установки осушки природного газа и выделения конденсата с применением холода, получаемого в холодильных машинах (использование хладогента); — установки осушки и выделения конденсата из природного газа адсорбционного типа; — маслоадсорбционные установки. 3 Основные понятия о технологических процессах подготовки природного газа 3.1 Низкотемпературная сепарация Начальный период разработки месторождения характеризируется высокими пластовыми давлениями, определяющее высокое рабочее давление скважин. Именно высокую величину рабочего давления скважин месторождения используют на установках такого типа используют для получения холода и выделения из газового потока влаги и углеводородного конденсата. Холод при высоких давлениях природного газа получают на специальных установках, получивших название установок низкотемпературной сепарации (НТС). В установках НТС отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа в штуцерах. На практике установлено, что за счет эффекта Джоуля-Томпсона температура газа в среднем понижается на штуцере на 0,3 0 С на 1 кгс/см 2 В самом общем случае процесс низкотемпературной сепарации происходит следующим образом. Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу , попадает на узел входных ниток УПГ, где собирается во входном коллекторы и подается в каплеотбойник (сепаратор) жидкости и твердой фазы 2. Этот сепаратор в основном предназначен для улавливания крупных капель жидкости и взвешенных в потоке газа и твердых частиц. Жидкость отводится в сборный коллектор или специальную емкость для приема загрязнений. Далее газовый поток поступает в теплообменник 3, предварительно охлаждается в нем встречным потоком холодного газа от температуры t₁ до t₂,. Понижение давления газа происходит при прохождении газовым потоком редукционного аппарата 4. Охлаждение газа до нужной температуры сепарации t_c происходит в низкотемпературном сепараторе 5 при соблюдении условий давления максимальной конденсации р_МК. Выделившая жидкость собирается через исполнительный механизм сепаратора в конденсатосборник. Очищенный от жидкости и твердой фазы газ, частично или полностью проходит теплообменник 3, нагревается за счет тепла потока газа, идущего из входного коллектора, от температуры t₃ до t₄ и далее подается на узел учета и в выходной коллектор. Смесь конденсата, воды и ингибиторов гидратообразования поступают в разделители, далее ингибиторы подают на установки регенерации, а газовый конденсат проходит несколько этапов постепенного снижения давления для его стабилизации в специальных емкостях. Если же конденсат, полученный в сепараторах при глубоком охлаждении газа, подвергнуть стабилизации путем резкого снижения давления, т.е. конденсат из сепаратора сразу направить в емкость под атмосферным давлением, то выход стабильного конденсата может оказаться значительно меньшим, чем даже при обычном «плюсовом» охлаждении газа в сепараторе, за счет того, что при резком снижении давлении из конденсата будут прежде всего бурно выделятся легкие углеводороды (этановая и пропан-бутановая фракция), захватывая при этом и большую часть тяжелых фракций, являющийхся при нормальных условиях жидкостью. Рис3-3(4-3)Р Рисунок 1 Принципиальная схема процесса низкотемпературной сепарации Существует много разновидностей установок НТС, описанного выше типа, в которых в частности после теплообменников устанавливают холодильные машины, которые используют вместо увеличения площади теплообменников. На рисунке 2 приведена ориентировочная кривая зависимости количества выделившегося конденсата от давления и температуры в низкотемпературном сепараторе. Эта кривая носит название изотермы конденсации и характеризует количество выделившего конденсата из газового потока при постоянной температуре и различных давлениях. Получают такие кривые для каждого месторождения отдельно путем анализа проб газа из скважины ГКМ и после сепарации. Давление, при котором выпадает наибольшее количество конденсата, называют давлением максимальной конденсации. Рисунок 2 – Изотерма конденсации Давление максимальной конденсации газоконденсатной смеси р_мк при рабочих температурах сепарации газа на промысле зависит от молярной концентрации C_5+В в пластовом газе и массового процента метановых углеводородов во фракции конденсата, выкипающей в интервале температур 313 – 473 К. Ориентировочно можно определить р_мк по формуле , МПа где у_С5+высш – ; содержание C_5+В в пластовом газе, мол.%; у_СН4 – содержание метановых углеводородов, выкипающих в интервале температур от 313 до 473 К, мол.%. С целью получения большего количества выделяемого конденсата из газового потока температуру сепарации газа уменьшают для чего и применяют низкотемпературную сепарацию (рисунок 3). Рисунок 3 – Зависимость количества выделенного из природного газа конденсата от давления при разных температурах В простейшей схеме НТС в качестве редукционного аппарата используют насадки постоянного сечения – штуцеры. В процессе дросселирования газа в штуцере (снижение давления газа при постоянном теплосодержании) температура газа снижается на 2–4 К на 1 МПа снижения давления. В расчетах принимают среднее значение коэффициента Джоуля–Томсона, равное 3 К на 1 МПа. Если сепарацию природного газа газоконденсатного месторождения производить при давлении, которое будет выше давления максимальной конденсации, то в газопроводе при снижении давления будет происходить процесс выделения конденсата из газового потока. Выделение и накопление жидкости в газопроводе будет также наблюдаться в условиях, если сепарацию газа провели при температуре выше чем температура его транспортирования. Метод низкотемпературной сепарации – процесс однократной конденсации и разделения газа и жидкости – является несовершенным технологическим процессом переработки углеводородного сырья. Даже при весьма низкой температуре 233 К (минус 40° С) он не обеспечивает полного извлечения жидких углеводородов, но позволяет использовать пластовое давление для получения холода и совмещать процессы осушки и отбензинивания газа, что требует несложного оборудования. При эксплуатации простейшей установки НТС были выявлены следующие недостатки: 1) неэффективное использование давления в штуцере для получения низкой температуры; 2) уменьшение коэффициента теплопередачи от нагретого потока газа к холодному из-за уменьшения скорости потока газа в теплообменнике; 3) увеличение площади теплообменника из-за уменьшения средней разности температур и коэффициента теплопередачи; 4) неполное извлечение пропана и бутанов из перерабатываемого сырья; 5) недорекуперация холода из-за разности температур на теплом конце теплообменника ∆t = t₁ – t₄; 6) потери холода в окружающую среду при наличии разности температур ∆t = t_B – t_СР на внешней поверхности теплообменника; 7) значительная потеря холода с жидкостью, отводимой из низкотемпературного сепаратора. Для более эффективного использования природного газа и получения низкой температуры в качестве редукционного аппарата используют: 1) сопло Лаваля; 2) вихревую трубу (труба Ранка); 3) расширительные машины—детандеры. 3.2 Турбодетандеры Наряду с метаном, другими ценными углеводородами и газами, газоконденсатные месторождения обладают большими запасами потенциальной энергии. Максимальное полезное использование этой энергии может существенно улучшить экономику разработки месторождений. Местом возможного использования пластовой энергии газа являются УКПГ или ГС. Поскольку производство энергии для внешних потребителей (например, электроэнергии) за счет соответствующего преобразования потенциальной энергии газа в большинстве случаев не представляется целесообразным вследствие уменьшения количества этой энергии со временем и ограниченности периода возможного использования давления пласта (несколько лет), то рационально использовать потенциальную энергию газа должны промысловые холодильные установки. Обобщенная схема установки НТС с турбодетандером показана на рисунке 2. Принцип ее работы следующий: газ со скважины поступает во входной коллектор УКПГ и попадает в прямоточный сепаратор, где от него отделяется капельная жидкость и взвешенные механические примеси. Затем газ поступает в теплообменник типа «газ – газ» 3, охлаждается в нем за счет потока холодного газа, поступившего из сепаратора второй ступени 7, направляется в сепаратор первой ступени 4. В сепараторе 4 газ отделяется от конденсата, выделившегося за счет снижения температуры, затем газ поступает в теплообменник типа «газ – конденсат» 5, а конденсат – в конденсатосборник 9, из которого по линии 8 сбрасывается в конденсатопровод 12 и транспортируется по нему к месту утилизации. Охлажденный в теплообменнике 5 газ направляется в турбодетандер 6, где за счет производимой им работы (вращения турбодетандера) температура его еще больше понижается, и в сепараторе второй ступени 7, выделяется большое количество конденсата, с достаточно низкой температурой. Сильно охлажденный газ из сепаратора 7 направляется в теплообменник 3 и, нагреваясь в нем, по газовой лини 10 поступает в турбокомпрессор 11, где его давление повышается (по сравнению с давлением в сепараторе 7) и по газовой линии 13 этот газ направляется в выходной коллектор. Из описания схемы видно, что в турбодетандере 6 давление газа понижается (редуцируется), а турбокомпрессоре 11 давление этого же газа повышается. Ниже приведем основные понятия и определения, а также классификацию турбодетандеров на практике эксплуатации установок подготовки газа. Турбодетандер – (от франц. Détente [dei’ta:ήt] – разрядка, разряжение) холодильная машина, в которой потенциальная энергия давления газа срабатывается путем расширения газа на лопатках турбины. Детандер-компрессоры применяются в технологических циклах для понижения температуры газа (получение холода) и для повышения давления технологического газа за счёт работы компрессорной ступени. Детандер-генераторы, наряду с получением холода, используются для выработки электроэнергии в технологических установках и на газораспределительных станциях при переработки (утилизации) энергии сжатого газа. Детандеры с гидротормозом (привод насосов и т.д.) применяются там, где требуется малая холодопроизводительность, а утилизация мощности, вырабатываемой детандером, в компрессию или электрическую мощность экономически не выгодна. Промысловые турбодетандеры могут приводить в действие различные машины: газовые компрессоры, электрические генераторы, разного рода насосы. Конкретный тип машин, потребляющих энергию турбодетандеров, определяется условиями, в которых работает агрегат. Технологические схемы промысловых турбодетандеров – турбохолодильных установок (ТХУ) не отличаются разнообразием: компрессор агрегата может быть включен по ходу газа на входе или выходе ТХУ. В установке может быть две или более ступеней сепарации. В случае высокой температуры сырого газа на входе в установку могут быть включены аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа. Жизненный цикл турбодетандендарного оборудования В том случая, когда основной функцией ТХУ является подготовка газа, термодинамически выгоднее включать компрессор на выходе ТХУ. Поэтому на промыслах применяются исключительно ТХУ с компрессором, сжимающим обработанный в УНТС газ (рис.3.4 -а). Число ступеней сепарации в технологической схеме ТХУ зависит от содержания конденсата в газе. При низких конденсатных факторах газа (например, на Шебелинском месторождении) достаточно двух ступеней сепарации – на входе в УКПГ и после турбодетандера. При высоком конденсатосодержании число ступеней сепарации может быть равно трем или четырем – за счет включения сепараторов между ступенями теплообменника и на входе в турбодетандер. Это уменьшает количество жидкости, поступающей с газом в проточную часть агрегата, и снижает потери энергии в турбодетандере и ТХУ в целом, уменьшает эрозию проточной части машины. При использовании ТХУ для подготовки газа ДКС должна компенсировать падение пластового давления и снижение давления газа в турботетандере. ДКС может быть включена на входе или на выходе ТХУ. Наиболее просто процесс НТС при давлении, близком к давлению максимальной конденсации, с начала разработки газоконденсатных месторождений осуществляется в установках, построенных по схеме одноступенчатого расширения сырого газа в турбодетандере с его последующим сжатием после сепарации в компрессоре (рис. 3.4 -а). Однако для реализации такой схемы в случае подготовки газа с высоким содержанием конденсата необходим турбодетандер с высокой, до p»2, степенью расширения газа на турбине. Рис3-4(4-4)Р Рис.3.4 Схемы ТХУ с турбодетандерами в процессе розработки месторождения В течение нескольких лет УНТС может работать без рекуперативных теплообменников. При этом в сепараторе СЗ будет поддерживаться давление максимальной конденсации. На втором этапе развития схемы в УНТС должны быть включены рекуперативные теплообменники газ – газ (рис. 3.4 -б), позднее – рекуперативный теплообменник «конденсат – газ», затем на выходе УНТС – ДКС ТХУ (рис. 3.4-в) и на завершающем этапе, в компрессорный период разработки месторождения — промысловая ДКС на входе УКПГ (рис. 3.4 -г). Несмотря на организационные трудности, связанные с необходимостью подключения теплообменных аппаратов и дожимных агрегатов в течение докомпрессорного периода разработки месторождения, такая схема является термодинамически наиболее выгодной. 3.3 Абсорбционные установки Уменьшение содержания влаги в газе до такой степени, чтобы пары воды в газопроводе не достигали состояния насыщения (точки росы), и, следовательно, не могли сконденсироваться осуществляется на специальных установках жидкими поглотителями (диэтиленгликолем и триэтиленгликолем (ДЕГ) и (ТЕГ)). Жидкие поглотители носят название абсорбентов, твердые – адсорбентов, те и другие вместе называют сорбентами. ДЕГ и ТЕГ являют собой жидкости с плотностью 1,1184 и 1,1254 т/м 3 соответственно. Температура их кипения составляет при стандартных условиях 245 0 С и 287,4 0 С. Потери при испарении во время регенерации для ДЕГ составляют – до 18 г/1000 м 3 газа, для ТЕГ – 2 г/1000м 3 газа. ДЕГ и ТЕГ в качестве абсорбирующих веществ в отечественной практике нашли широкое применение благодаря: — хорошей растворимости в воде; — легкости регенерации (восстановления) с сохранением упругой стабильности; — низкой упругости паров при контакте с газом, что обеспечивает их минимальную потерю во время технологического процесса в абсорбционной установке; — легкости разделения пен в отстойниках, образующихся в результате контакта углеводорода с абсорбентом. Главным недостатком абсорбентом является их сравнительно высокая себестоимость. Установки подготовки газа с использованием жидких поглотителей природного и попутного нефтяного газа устанавливают в местах сбора больших объем перекачиваемого газа, как составляющую часть ДКС, ГС, ПГРС при передаче газа в систему магистральных газопроводов. Принципиальная схема осушки газа с использованием жидкого поглотителя работает следующим образом: поступающий из входного коллектора газ проходит сепаратор 1 и направляется под нижнюю тарелку абсорбера 2. Поднимаясь через тарелки, газ контактирует с регенерированным раствором гликоля, подаваемым насосом 14 на верхнюю тарелку абсорбера. Концентрированный раствор гликоля, двигаясь с верхней тарелки вниз навстречу газу, постепенно насыщается парами воды и опускается в нижнюю часть абсорбера. Газ, двигаясь навстречу гликолю, отдает ему пары воды и осушенный, через жалюзийную кассету 4 поступает в магистральный газопровод. Насыщенный водой гликоль через теплообменник 6 поступает в выветриватель 7, затем в фильтр 8, а затем в десорбер (выпарную колонну) 9. В кипятильнике 11 выпарной колонны гликоль нагревается до 150 0 С (ДЭГ) или 180 0 С (ТЭГ), в результате чего вода, испаряясь, вместе с небольшим количеством паров гликоля проходит через холодильник 12 и попадает в сепаратор 13. Сконденсированные пары воды и гликоль скапливаются в сепараторе, а затем сбрасываются в специальную емкость или снова в кипятильник 11. В верхней части выпарной колонны температура поддерживается в пределах 105-107 0 С. Регенерируемый раствор гликоля собирается насосом 14 и через теплообменник 6 и холодильник 16 с температурой около 30 0 С поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Цикл повторяется. Если необходимо получить высокую концентрацию гликолей и добиться низкой температуры точки росы (до -15 0 С) регенерацию гликолей проводят под вакуумом. 3.4 Адсорбционные установки Адсорбционные установки – установки, в которых пары воды и тяжелые углеводороды поглощаются твердыми сорбентами при положительных температурах газа. При работе адсорбционных установок принято различать два вида активности (поглотительной способности) сорбентов: — статическую, характеризирующую состояние полного насыщения сорбента при температуре и давлении эксплуатации в равновесных условиях; — динамическую, характеризирующую текущее состояние сорбента в аппарате. Статическую и динамическую активность сорбентов измеряют в граммах поглощенных углеводородов и паров воды на 100 г сорбента. В качестве твердых поглотителей применяют: — селикагель; — активированный уголь; — цеолиты (молекулярные сита). Одновременно с поглощением паров воды в адсорбционных установках происходит процесс адсорбции тяжелых углеводородов и углеводородов пропан-бутановой фракции. Так как высокой упругости паров углеводородов в природном газе соответствует большое число легких компонентов, на адсорбцию которых следует затратить большое количество энергии, то природные газа с большим содержанием метана будут адсорбироваться менее энергично, чем природные газы с большим содержанием тяжелых углеводородов. Из этого следует, что адсорбционные установки экономически более выгодны для газоконденсатных и нефтяных месторождений. Адсорбент, поглощая вначале высококипящие углеводороды, т.е. насыщенные или «жирные» С₅ +высшие , а затем низкокипящие пропан-бутановые фракции, насыщается, и может наступить такой момент, когда указанные углеводороды не будут поглощаться, а будут пролетать слой сорбента, не задерживаясь в нем. В этот момент колонну переключают на десорбцию (регенерацию), т.е. на извлечение углеводородного конденсата из сорбента эксплуатируемой колоны. Таким образом, адсорбционный процесс для получения большего количества конденсата целесообразно применять с сокращенной длительностью цикла «поглощения – отдачи», что приведет к уменьшению количества поглощаемых водяных паров и увеличению количества углеводородов, поглощаемых из природного газа. С другой стороны, уменьшение цикла «поглощения – отдачи» до 30 мин приводит к уменьшению размера самой поглотительной колонны. Установки с циклической адсорбцией могут работать как с открытым так и закрытым циклами регенерации (восстановления) твердого поглотителя. Рассмотрим первый тип. Природный газ по линии І вначале поступает в сепаратор С1, где газ отделяется от капельной жидкости. После выхода из сепаратора газ разделяется на 3 потока: 80% газа направляется в адсорбер А1, где отдего отделяют воду, пропан-бутановую фракцию и тяжелые углеводороды, второй (около 10%) используют в качестве газа десорбции и направляют в печь ІІ, в которой он нагревается до температуры 300-350 0 С и направляется в адсорбер А2 для регенерации адсорбента, третий (также около 10%) направляют с температурой 25-30 0 С в адсорбер А3 для охлаждения и окончательной подготовке к новому циклу. Горячий газ из адсорбера А2, насыщенный парами воды и тяжелыми углеводородами, направляется через конденсатор К в сепаратор С2, где разделяется газовая и сконденсировавшаяся жидкая фаза. Газ из сепаратора С2, осушенный и отбензиненый, поступает в МГ или снова на адсорбцию, вода сбрасывается в емкость для утилизации, а углеводородный конденсат направляется в емкости для хранения конденсата Е1, Е2, Е3, в который проходит постепенное понижение его давления и стабилизация. После этого автоматика переключает задвижки, и 80 % газа направляется в адсорбер А3 для поглощения из него конденсата и паров воды. При этом сорбент в адсорбере А1 регенерируется горячим газом, поступающим из печи ІІ, а сорбент в адсорбере А2 охлаждается «холодным газом» и т.д. Таким образом весь процесс адсорбции делиться на два цикла: — адсорбцию; — десорбцию, последовательно проходящие в каждом аппарате. Десорбция делится же на горячую и холодную. В цикле адсорбции, как говорилось выше, адсорбент поглощает влагу и тяжелые углеводороды; в цикле горячей десорбции выделяются поглощенные ранее с поверхности адсорбента углеводороды и вода, а цикле холодной десорбции окончательно завершается процесс десорбции путем передачи теплоты из верхних слоев адсорбента в нижние. Итак определяющим в полном цикле с точке зрения эффективности есть цикл десорбции. Закрытый цикл регенерации адсорбента отличается от вышеописанного наличием компрессора, который предназначен для нагнетания газа десорбции по замкнутому циклу. Эффективность использования установок адсорбции газа зависит от: — количества пропущенного через установку газа (определяется необходимости расчета оптимальной скорости газового потока с целью недопущения уноса тяжелых углеводородов с потоком газа); — продолжительности отдельных циклов адсорбции и десорбции и процесса в целом; — состава природного газа (применяют в основном при массовом содержании тяжелых углеводородов в количестве до 30 г/м 3 газа); — высоты слоя адсорбента (требует расчета оптимальной высоты слоя, так как его чрезмерная высота приводит с одной стороны к улучшению поглощения тяжелых углеводородов, с другой к резкому увеличения перепада давления). Главный недостаток этих установок – это высокая степень автоматизации циклов адсорбции-десорбции, что предусматривает обслуживание высокогерметичных задвижек, приводимых в движение электроприводами. Кроме того частое открытие-закрытие задвижек приводит к износу сальниковых соединений, потери их герметичности и увеличенным потерям газа.
3.5 Оборудование автоматизированных газораспределительных станций Автоматизированные газораспределительные станции (АГРС) служат для подачи газа потребителям, которые находятся либо на территории промысла, либо в непосредственной близости к нему (чаще всего это крупные предприятия, теплоэлектростанции, села, агрофирмы). Как правило, АГРС входит в состав УКПГ. Автоматические газораспределительные станции базовой комплектации представляют собой комплекс, включающий в себя: · три блок-контейнера (очистки, переключения и одоризации, редуцирования, и управления); · подогреватель газа; · подземные емкости хранения одоранта и сбора гидрата, конденсата и шлама, соединенные между собой на месте применения межблочными трубопроводами и кабелями. Назначение автоматических газораспределительных станций (АГРС): · редуцирование газа высокого давления до указанного низкого и поддержание его с определенной точностью; · подогрев газа перед редуцированием; · автоматическое управление режимами работы технологического оборудования станции, в том числе, ограничение поставок газа по требованиям газораспределяющей организации (ГРО); · выдача аварийных и предупредительных сигналов при нарушениях работы на пульт диспетчеру или оператору; · измерение расхода газа с многосуточной регистрацией данных и передачей информации на уровень газораспределяющей организации; · одоризация газа; · очистка газа от капельной влаги и механических примесей. На автоматических газораспределительных станциях давление снижается до 3×10 —2 МПа. Обычно снижение давления газа, транспортируемого по магистральному газопроводу, происходит в 2 этапа. Первый этап – это газораспределительная станция (ГРС), где давление от транспортного снижается до 1,2…1,6 МПа. И второй этап – снижение давления газа на газораспределительном пункте (ГРП) до давления необходимого потребителю 0,1…0,3 МПа. 3.6 Теплообменное оборудование Теплообменные аппараты (ТА) широко используются в технологических процессах нефтегазовой отрасли для нагрева или охлаждения жидких, газовых и газожидкостных сред. Наиболее распространенным ТА является рекуперативный кожухотрубный теплообменник, в котором два теплоносителя обмениваются теплом через цилиндрические поверхности многочисленных трубок. Используют также ТА типа «труба в трубе», пластинчатые и др. Абсорбционные установки Уменьшение содержания влаги в газе до такой степени, чтобы пары воды в газопроводе не достигали состояния насыщения (точки росы), и, следовательно, не могли сконденсироваться осуществляется на специальных установках жидкими поглотителями (диэтиленгликолем и триэтиленгликолем (ДЕГ) и (ТЕГ)). Жидкие поглотители носят название абсорбентов, твердые – адсорбентов, те и другие вместе называют сорбентами. ДЕГ и ТЕГ являют собой жидкости с плотностью 1,1184 и 1,1254 т/м 3 соответственно. Температура их кипения составляет при стандартных условиях 245 0 С и 287,4 0 С. Потери при испарении во время регенерации для ДЕГ составляют – до 18 г/1000 м 3 газа, для ТЕГ – 2 г/1000м 3 газа. ДЕГ и ТЕГ в качестве абсорбирующих веществ в отечественной практике нашли широкое применение благодаря: — хорошей растворимости в воде; — легкости регенерации (восстановления) с сохранением упругой стабильности; — низкой упругости паров при контакте с газом, что обеспечивает их минимальную потерю во время технологического процесса в абсорбционной установке; — легкости разделения пен в отстойниках, образующихся в результате контакта углеводорода с абсорбентом. Главным недостатком абсорбентом является их сравнительно высокая себестоимость. Установки подготовки газа с использованием жидких поглотителей природного и попутного нефтяного газа устанавливают в местах сбора больших объем перекачиваемого газа, как составляющую часть ДКС, ГС, ПГРС при передаче газа в систему магистральных газопроводов. Принципиальная схема осушки газа с использованием жидкого поглотителя работает следующим образом: поступающий из входного коллектора газ проходит сепаратор 1 и направляется под нижнюю тарелку абсорбера 2. Поднимаясь через тарелки, газ контактирует с регенерированным раствором гликоля, подаваемым насосом 14 на верхнюю тарелку абсорбера. Концентрированный раствор гликоля, двигаясь с верхней тарелки вниз навстречу газу, постепенно насыщается парами воды и опускается в нижнюю часть абсорбера. Газ, двигаясь навстречу гликолю, отдает ему пары воды и осушенный, через жалюзийную кассету 4 поступает в магистральный газопровод. Насыщенный водой гликоль через теплообменник 6 поступает в выветриватель 7, затем в фильтр 8, а затем в десорбер (выпарную колонну) 9. В кипятильнике 11 выпарной колонны гликоль нагревается до 150 0 С (ДЭГ) или 180 0 С (ТЭГ), в результате чего вода, испаряясь, вместе с небольшим количеством паров гликоля проходит через холодильник 12 и попадает в сепаратор 13. Сконденсированные пары воды и гликоль скапливаются в сепараторе, а затем сбрасываются в специальную емкость или снова в кипятильник 11. В верхней части выпарной колонны температура поддерживается в пределах 105-107 0 С. Регенерируемый раствор гликоля собирается насосом 14 и через теплообменник 6 и холодильник 16 с температурой около 30 0 С поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Цикл повторяется. Если необходимо получить высокую концентрацию гликолей и добиться низкой температуры точки росы (до -15 0 С) регенерацию гликолей проводят под вакуумом. Адсорбционные установки Адсорбционные установки – установки, в которых пары воды и тяжелые углеводороды поглощаются твердыми сорбентами при положительных температурах газа. При работе адсорбционных установок принято различать два вида активности (поглотительной способности) сорбентов: — статическую, характеризирующую состояние полного насыщения сорбента при температуре и давлении эксплуатации в равновесных условиях; — динамическую, характеризирующую текущее состояние сорбента в аппарате. Статическую и динамическую активность сорбентов измеряют в граммах поглощенных углеводородов и паров воды на 100 г сорбента. В качестве твердых поглотителей применяют: — селикагель; — активированный уголь; — цеолиты (молекулярные сита). Одновременно с поглощением паров воды в адсорбционных установках происходит процесс адсорбции тяжелых углеводородов и углеводородов пропан-бутановой фракции. Так как высокой упругости паров углеводородов в природном газе соответствует большое число легких компонентов, на адсорбцию которых следует затратить большое количество энергии, то природные газа с большим содержанием метана будут адсорбироваться менее энергично, чем природные газы с большим содержанием тяжелых углеводородов. Из этого следует, что адсорбционные установки экономически более выгодны для газоконденсатных и нефтяных месторождений. Адсорбент, поглощая вначале высококипящие углеводороды, т.е. насыщенные или «жирные» С₅ +высшие , а затем низкокипящие пропан-бутановые фракции, насыщается, и может наступить такой момент, когда указанные углеводороды не будут поглощаться, а будут пролетать слой сорбента, не задерживаясь в нем. В этот момент колонну переключают на десорбцию (регенерацию), т.е. на извлечение углеводородного конденсата из сорбента эксплуатируемой колоны. Таким образом, адсорбционный процесс для получения большего количества конденсата целесообразно применять с сокращенной длительностью цикла «поглощения – отдачи», что приведет к уменьшению количества поглощаемых водяных паров и увеличению количества углеводородов, поглощаемых из природного газа. С другой стороны, уменьшение цикла «поглощения – отдачи» до 30 мин приводит к уменьшению размера самой поглотительной колонны. Установки с циклической адсорбцией могут работать как с открытым так и закрытым циклами регенерации (восстановления) твердого поглотителя. Рассмотрим первый тип. Природный газ по линии І вначале поступает в сепаратор С1, где газ отделяется от капельной жидкости. После выхода из сепаратора газ разделяется на 3 потока: 80% газа направляется в адсорбер А1, где отдего отделяют воду, пропан-бутановую фракцию и тяжелые углеводороды, второй (около 10%) используют в качестве газа десорбции и направляют в печь ІІ, в которой он нагревается до температуры 300-350 0 С и направляется в адсорбер А2 для регенерации адсорбента, третий (также около 10%) направляют с температурой 25-30 0 С в адсорбер А3 для охлаждения и окончательной подготовке к новому циклу. Горячий газ из адсорбера А2, насыщенный парами воды и тяжелыми углеводородами, направляется через конденсатор К в сепаратор С2, где разделяется газовая и сконденсировавшаяся жидкая фаза. Газ из сепаратора С2, осушенный и отбензиненый, поступает в МГ или снова на адсорбцию, вода сбрасывается в емкость для утилизации, а углеводородный конденсат направляется в емкости для хранения конденсата Е1, Е2, Е3, в который проходит постепенное понижение его давления и стабилизация. После этого автоматика переключает задвижки, и 80 % газа направляется в адсорбер А3 для поглощения из него конденсата и паров воды. При этом сорбент в адсорбере А1 регенерируется горячим газом, поступающим из печи ІІ, а сорбент в адсорбере А2 охлаждается «холодным газом» и т.д. Таким образом весь процесс адсорбции делиться на два цикла: — адсорбцию; — десорбцию, последовательно проходящие в каждом аппарате. Десорбция делится же на горячую и холодную. В цикле адсорбции, как говорилось выше, адсорбент поглощает влагу и тяжелые углеводороды; в цикле горячей десорбции выделяются поглощенные ранее с поверхности адсорбента углеводороды и вода, а цикле холодной десорбции окончательно завершается процесс десорбции путем передачи теплоты из верхних слоев адсорбента в нижние. Итак определяющим в полном цикле с точке зрения эффективности есть цикл десорбции. Закрытый цикл регенерации адсорбента отличается от вышеописанного наличием компрессора, который предназначен для нагнетания газа десорбции по замкнутому циклу. Эффективность использования установок адсорбции газа зависит от: — количества пропущенного через установку газа (определяется необходимости расчета оптимальной скорости газового потока с целью недопущения уноса тяжелых углеводородов с потоком газа); — продолжительности отдельных циклов адсорбции и десорбции и процесса в целом; — состава природного газа (применяют в основном при массовом содержании тяжелых углеводородов в количестве до 30 г/м 3 газа); — высоты слоя адсорбента (требует расчета оптимальной высоты слоя, так как его чрезмерная высота приводит с одной стороны к улучшению поглощения тяжелых углеводородов, с другой к резкому увеличения перепада давления). Главный недостаток этих установок – это высокая степень автоматизации циклов адсорбции-десорбции, что предусматривает обслуживание высокогерметичных задвижек, приводимых в движение электроприводами. Кроме того частое открытие-закрытие задвижек приводит к износу сальниковых соединений, потери их герметичности и увеличенным потерям газа. Выделение конденсата из нефтяного и природного газа на маслоабсорбционных установках На маслоабсорбционных установках, используемых обычно для очень жирных и нефтяных газов, можно достичь более глубокого извлечения тяжелых углеводородов, а также пропан-бутановой фракции, чем на установках НТС и адсорбционных установках. Таблица 1 – Сравнительная таблица извлечения тяжелых углеводородных фракций на установках различного типа

Параметр	Маслоабсорционные установки	Установки короткоцикловой адсорбции	Установки НТС
Условия работы	Р_раб=130 кгс/см 2 Т=30-35 0 С	Р_раб=130 кгс/см 2 Т=30-35 0 С	Р_раб=Р_м.к. Т=-15 0 С
Количество извлеченных пентанов, С₅+высшие %	до 100	до 90	до 60
Количество извлеченных бутанов, %	до 80	до 60	до 40
Количество извлеченных пропанов, %	до 70	до 50	до 30

При сравнении выхода широкой фракции конденсата видно, что самыми эффективными при обработке нефтяного и «жирного» природного газа являются маслоабсорбционные установки. Однако эти установки не оснащены оборудованием для осушки газа, т.е. удаления из газового потока паров воды. Поэтому для газоконденсатных и нефтяных месторождений сооружается установка масляной абсорбции, то одновременно с ней вводится в эксплуатацию установка по осушке газа с использованием ДЭГ и ТЭГ. Рассмотрим работы маслоабсорбционной установки. Нефтяной газ второй и третий ступени сепарации, а также газы, поступающие с установок подготовки нефти (УДО-2М, УДО-3, СП-1000 и т.д.), после их компримирования направляются по линии 1 в абсорбер 3, предварительно пройдя холодильники 2. При движении газа в абсорбере вверх тяжелые углеводороды поглащаются абсорбентом, который с верха колонны стекает по тарелкам вниз. Обезжиренный газ проходит сначала каплеуловительную секцию 4, в которой улавливается уносимый газом абсорбент, затем поступает на установку осушки (см. рис), после чего направляется в МГ или потребителю. Насыщенный парами тяжелых углеводородов «жирный» абсорбент отводится через регулятор уровня (не показанный на схеме) из низа абсорбера и поступает в выветриватель 5. Так как в выветривателе давление несколько ниже, чем в абсорбере 3, то из «жирного» абсорбента выделяется большая часть метана и этана, растворенных в абсорбенте. Из выветривателя 5 «жирный абсорбент» сначала направляется в теплообменник 6, где предварительно нагревается «тощим» абсорбентом, поступающим из нижней части десорбционной колоны 8, а затем в печь 7. В печи «жирный» абсорбент нагревается до температуры примерно 250 0 С, после чего поступает в среднюю часть десорбера 8, где происходит интенсивное выделение углеводородов из насыщенного абсорбентов вследствие высокой температуры и значительного снижения давления в десорбере. Для интенсификации процесса десорбции в нижнюю часть дессорбера 8 подается из выветривателя 5 газ, предварительно подогретый в теплообменнике 9 за счет тепла горячего абсорбента, выходящего через низ десорбера 8. Пары тяжелых углеводородов с верха десорбера 8 вместе с газами выветривания направляются в холодильник 10, где происходит их конденсация. Конденсат вместе с газом выветривания поступает в сепаратор 11, откуда часть конденсата забирается насосом 14 и направляется на орошение в десорбер 8, а другая часть попадает в емкость нестабильного конденсата 17. Горячий абсорбент из нижней части десорбера 8, как говорилось выше, проходит последовательно теплообменники 9 и 6, затем попадает в холодильник 12, где температура снижается примерно до 20 0 С. Охлажденный абсорбент подается на прием насоса 13, который нагнетает его на верх абсорбера 3 для орошения, и цикл движения «тощего» абсорбента повторяется. Охлаждение горячего абсорбента в холодильнике 12 и конденсация в холодильниках 10 паров тяжелых углеводородов, выделившихся из «жирного» абсорбента в десорбере 8, осуществляется на данной установке в результате замкнутой циркуляции воды, охлаждаемой в градирне 16 и нагнетаемой насосом 15. Как видно из описания работы установки, в основе процесса абсорбции лежит массообмен, т.е. переход вещества из газообразной фазы в жидкую (в абсорбент или поглотитель) через поверхность раздела обеих фаз. Абсорбируемое вещество (газ) растворяется в абсорбенте (жидкости). Растворение это зависит от целого ряда факторов, основными из которых есть давление и температура в абсорбере, а также молекулярная масса абсорбента. В качестве абсорбента (поглотителя углеводородов из газа) обычно применяют легкие масла и керосин с молекулярными массами 100-140. Эти абсорбенты под высоким давлением (около 9,81 МПа) в контакте с природным и нефтяным газом поглощают в абсорбере пропан-бутановые и высшие фракции и направляются на регенерацию в отпарную (десорбционную) колону, восстанавливаются, охлаждаются и снова подаются в абсорбер. Таким образом, абсорбент совершает замкнутый цикл и может при нагреве его в отпарной колонне теряться с уходящими в холодильник парами газа. Потери абсорбента будут зависит от величины его температуры в абсорбере и молекулярной массы, и будут возрастать при увеличении первой и уменьшении второй. Однако чем меньше масса абсорбента, тем лучше он будет поглощать тяжелые углеводородные фракции. Поэтому в основном применяют в качестве абсорбента охлажденный стабильный конденсат, позволяющий вести процесс без рециркуляции в системе и значительно упростить схему установки, а следовательно и резко уменьшить энергетические затраты на разделение. Стабильный конденсат вводят перед теплообменником и увеличивают выход конденсата из газа 50-60 %. Эффективность поглощения абсорбентом тяжелых углеводородов резко повышается при снижение его температуры до -5 0 С и повышении давления в абсорбере. Процесс выделения конденсата на установках маслоабсорбции протекает в две стадии: Рекламная кампания — лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию. 1) масляная абсорбция; 2) газфракционирование, т.е. разделение поглощенных абсорбентом газов в десорбере или отпарной колонне. Газофракционирование проводят по двум схемам: 1 последовательное извлечение отдельных тяжелых компонентов; 2 выделение широкой фракции тяжелых углеводородов с последующим разделением их на компоненты в отдельных фракционирующих колоннах. Большое распостранение получили маслоабсорбционные заводы, работающие в системе обратной закачки отработанного (сухого) газа в пласт с целью поддержания в нем давления и предотвращения таким образом выпадения конденсата в самом пласте.

Поделитесь ссылкой:

С какой целью перед адсорбером устанавливают сепаратор

Текст научной работы на тему «Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа»

Установка подготовки газа и конденсата группы месторождений с системой сбора и транспорта

Описание технологического процесса

Блок входных шлейфов

Блок теплообменников

Блок технологического сепаратора-пробкоуловителя

Компрессоры

Блок низкотемпературной сепарации

Блок стабилизации и сепарации конденсата

Блок подготовки топливного газа на собственные нужды

Установка комплексной подготовки газа

Товарная продукция УКПГ:

Технологический процесс

Состав УКПГ

Низкотемпературная сепарация

Технология НТС.

Преимущества НТС газа:

Недостатки:

Адсорбционная осушка

Преимущества АО газа:

Установки подготовки газа

Рекомендуемые материалы

Рекомендуемые лекции

Добавить комментарий Отменить ответ