Осушка газа на газовых месторождениях.

Осушка газа является наиболее эффективным и экономич­ным способом предупреждения образования кристаллогидра­тов в магистральных газопроводах при больших объемах транс­портируемого газа. При промысловой подготовке газа к даль­нему транспорту его осушают сорбционным способом или охлаждением газового потока. В результате осушки точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа. Влажность газа дол­жна составлять не более 0,05 — 0,1 г/м³.

ОСУШКА ГАЗА АБСОРБЕНТАМИ. Абсорбенты — жидкие сорбенты, применяемые для осуш­ки природных и нефтяных газов. Они должны иметь высокую растворимость в воде, низкую агрессивность, стабиль­ность по отношению к газовым компонентам, простоту реге­нерации, малую вязкость, низкую упругость паров при тем­пературе контакта, слабое поглощение углеводородных ком­понентов газа, пониженную способность к образованию пены или эмульсий. Большинству этих требований отвечает диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и в меньшей степени этиленгликоль

На рис. изображена схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая широкое распространение на газовых месторождениях. Газ с промысла проходит сепа­ратор 1, где осаждается капельная влага, и поступает в ниж­нюю часть абсорбера 2. Сначала газ направляется в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря большой поверхности контакта с насадками. Затем газ движется вверх, последова­тельно проходя через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4— 12. Навстречу потоку газа протекает 95 — 97%-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсор­бер насосом 10. Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где освобождается от захваченных капель раствора и направля­ется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6 —8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступа­ет в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который используется затем на собственные нужды. Из вы-ветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в вы­парную колонну (десорбер) 12, где осуществляется регенера­ция раствора. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из насы­щенного раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ; кипя­тильника-испарителя 11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и испарение воды. В кипятильнике под­держивается температура раствора гликоля в пределах 423 — 433 К, а в верхней части выпарной колонны — 378 — 380 К. Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой с температурой 303 К, что позволяет сконденсировать пары ДЭГ и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера 15 поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается вакуумным насосом 14 и на­правляется на сжигание. Часть полученной воды, содержа­щей ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания температуры 105 — 107 °С. Регене­рированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура сни­жается, и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Многофункциональный абсорбер МФА предназначен для очистки и осушки газа и представляет собой вертикальный, цилиндрический многофункциональный аппарат, состоящий из трех основных технологических секций. (1. сепарации, 2. массообмена, 3. секция улавливания ТЭГа) Сырой газ поступает в сепарационную часть МФА. Отделение жидкости происходит за счет гравитационных и инерционных сил. Отделенная жидкость и механические примеси скапливаются в сборнике жидкости, защищенном от возмущения потоком газа. Очищенный от жидкости и мехпримесей газ направляется в секцию массообмена. В верхнюю часть массообменной секции подается регенерированный ТЭГ, который контактируя с потоком газа, осушает его от паровой влаги. Очищенный и осушенный (до температуры точки росы –20°С в зимний и до –10°С в летний период) газ из абсорбера направляется дальше согласно своей технологической схеме.

ОСУШКА ГАЗА АДСОРБЕНТАМИ. Адсорбционный – используются твёрдые поглотители, например силикагель, активированный окиси алюминия (боксита) и цеолиты. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре и испаряется при подогреве.

Цех состоит из двух адсорберов, один из которых находится в регенерации, в качестве адсорбента силикагеля.

Газ со скважин подаётся во входной сепаратор горизонтального типа С-1, где выделяются жидкая и твердая фазы, а затем поступает в адсорбер А-1, проходя через слой адсорбента сверху вниз. При этом адсорбент поглощает из газа парообразную влагу и осушенный газ направляется в магистральный газопровод. Для регенерации используется осушенный газ после работающего адсорбера, необходимое количество которого компрессором К-1 подается в печь подогрева П-1, где он приобретает температуру 180-200°С и затем подается снизу вверх в регенерируемый адсорбер, в котором за счет высокой температуры происходит десорбция поглощенных во время цикла адсорбции воды и тяжелых углеводородов, После этого газ регенерации охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-1 и поступает в сепаратор С-2, для отделения сконденсировавшихся продуктов десорбции, после чего газ возвращается в линию сырого газа перед сепаратором С-1. Адсорбер включают в регенерацию при недостаточной точке росы. Недостаток данной технологии - повышение гидравлических сопротивлений адсорберов в результате истирания и уплотнения адсорбента, что приводит к более раннему вводу в эксплуатацию дожимной компрессорной станции.

ОСУШКА ГАЗА ОХЛАЖДЕНИЕМ. Весь процесс НТС сводится к охлаждению природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепара­торе на жидкую и газовую фазы. Этот процесс нашел широкое применение для подготовки газа северных месторождений валанжинских залежей и газов с потенциальным содержанием конденсата до 400 г/м3.

По данной схеме сырой газ из скважины поступает в пробко-уловитель П для улавливания жидкостных пробок, откуда на первую ступень сепарации во входной сепаратор С-1, где от га­за отделяется жидкая фаза: вода, углеводородный конденсат. На выходе из сепаратора газ разделяется на два потока: один поток подается на теплообменник Т-1 "газ - газ", где охлажда­ется потоком газа из низкотемпературного сепаратора С-2, другой поток подается на охлаждение холодным потоком жидкости из низкотемпературного сепаратора С-2. Соотношение разде­ленных потоков газа выбирается таким образом, чтобы темпе­ратура охлажденного газа на выходе из Т-1 и Т-2 была пример­но одинаковой. После охлаждения в теплообменниках потоки газа объединяются и подаются на эжектор (дроссель) ЭЖ, где срабатывается избыточное давление до давления газа в трубо­проводе, при этом газ охлаждается до температуры минус 25 °С и подается на сепаратор С-2 второй ступени сепарации, где от него отделяется жидкая фаза - водный раствор гликоля или метанола и углеводородный конденсат. Очищенный от жидкос­ти сухой" газ проходит рекуперативный теплообменник Т-1, откуда поступает в газопровод в качестве товарного продукта. Суммарное охлаждение газа на дросселе с учетом его предвари­тельного охлаждения составляет до 1 °С на 1 МПа перепада дав­ления.

Дата добавления: 2015-08-17