РЕФЕРАТ

Разработка сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) началась в 1978 г. В настоящее время ведется эксплуатация 16 сеноманских установок комплексной подготовки газа (УКПГ), процесс подготовки пластового газа осуществляется методом абсорбционной осушки.

Для обеспечения нормальной работы оборудования по осушке газа было определено основное требование — обеспечение номинальной производительности многофункциональных аппаратов с минимальными потерями ДЭГа и максимальным межревизионным периодом в условиях падения давления в аппаратах до 3,4 МПа в связи с тем, что первая очередь дожимной компрессорной станции (ДКС-2) на промыслах Уренгойского месторождения планировалась размещаться за УКПГ после системы осушки газа. В связи с этим возникла необходимость модернизации аппаратов осушки газа.

Модернизация проводилась по всем трем направлениям совершенствования конструкции: нижней сепарационной части, средней массообменной части и верхней фильтрационной части аппаратов.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ
Реферат……………………………………………………………………..		3
Введение……………………………………………………………………		6
1 Литературный обзор и патентная проработка абсорберов для осушки газа…………………………………………………………….		8
	1.1 Общие сведения по осушке газа………………………………..	8
	1.2 Аппаратура установок абсорбционной осушки………………	12
	1.3 Патентная проработка абсорберов для осушки газа…………	16
2	Способы абсорбции газа (описание стандартных способов)…..	19
	2.1 Общие сведения…………………………………………………	19
	2.2 Осушка газов абсорбцией………………………………………	21
	2.3 Осушка в распыливающем абсорбере…………………………	22
	2.4 Двухступенчатая абсорбция……………………………………	25
	2.5 Осушка газов на промысловых установках низкотемпературной сепарации на газоперерабатывающих заводах…………………………………………………………	27
	2.6 Осушка в барботажных абсорберах……………………………	31
3	Разработка модернизации абсорбера……………………………..	34
4	Конструктивное и технологическое обоснование модернизации………………………………………………………………………..	43
	4.1 Результаты расчета входной сепарационной секции…………	44
	4.1.1 Определение соответствия производительности модернизированной секции………………………………	45
4	4.1.2 Определение уноса из секции……………………………	45
	4.1.3 Условие соответствия труб отвода жидкости с тарелки и безгидрозатворного слива………………………………	45
	4.1.4 Условие обеспечения движущей силы безгидрозатворного слива жидкости с завихрителем в штуцере входа газа……………………………………..	45
	4.1.5 Условия соответствия размеров технологических зон………………………………………………………..	46
	4.1.6 Безгидрозатворный слив жидкости с завихрителем в патрубке газа……………………………………………	46
	4.1.7 Условие обеспечения движущей силы безгидрозатворного слива жидкости с циклоном…….	47
	4.1.8  Безгидрозатворный слив жидкости с циклоном……..	47
	4.2 Расчет массобменной секции………………………………….	48
	4.2.1 Результаты расчета массобменной секции……………	48
	4.2.2 Результаты расчета полуглухой тарелки……………..	49
	4.2.3 Результаты расчета выходной сепарационной секции на базе фильтрующих элементов………………………	49
	4.2.4 Результаты расчета штуцеров аппарата………………	50
	4.2.5 Результаты расчета гидравлического сопротивления аппарата……………………………………………….	50
Заключение…………………………………………………………………		51
Список использованных источников…………………………………..		53

 

 ВВЕДЕНИЕ

 

В настоящее время газовая промышленность занимает одну из ведущих отраслей РФ. Основной процент добытого газа идет на экспорт, следовательно, потребность в газе растет, а это ведет к развитию газодобывающей промышленности. Разработка новых месторождений, прокладка новых газопроводов, постройка перерабатывающих заводов, применение новых технологий.

Осушка углеводородных газов — важное звено в процессе подготовки природных газов к транспорту по магистральным газопроводам, установок охлаждения природных и нефтезаводских газов, циркуляции газов риформинга, установок получения этана, этилена, пропилена и т. п. Все газы, подаваемые в магистральные газопроводы, подвергаются обязательной осушке от влаги. Глубина осушки определяется требованиями отраслевых стандартов и технологией процессов дальнейшей переработки газов.

В практике осушки углеводородных газов применяют абсорбционные и адсорбционные методы, причем из абсорбционных чаще всего используют осушку гликолями (этиленгликоль, диэтиленгликоль и триэтиленгликоль), а из адсорбционных силикагелем или цеолитами (природными либо синтетическими).

Широко применяется процесс низкотемпературной сепарации для извлечения углеводородного конденсата и воды.

Разнообразны методы борьбы с гидратами углеводородных газов. Применение глубокой регенерации гликолей отдувочным газом или азеотропной ректификацией позволяет осушать газы до точки росы -70 °С и ниже, что сближает процессы осушки абсорбцией и адсорбцией.

За последние годы накоплен большой материал по проектированию и эксплуатации установок абсорбционной и адсорбционной осушки, по процессам регенерации гликолей и метанола. Разработаны новые конструкции аппаратов — абсорберов, огневых подогревателей гликоля, сепараторов и др. Широко используют осушку сероводородсодержащих газов, имеющих специфические особенности, связанные с коррозией оборудования и охраной окружающей среды.

В аттестационной работе произведен анализ существующих конструкций абсорберов и способов абсорбации газа, выполнена патентная проработка, а также предложено конструктивное и технологическое обоснование модернизации абсорбера, установленного на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении.

 

1 Литературный обзор и патентная проработка абсорберов для осушки

газа

 

1.1 Общие сведения по осушке газа

 

Вода, в тех или иных количествах, присутствует в любом газе. Большинство сырых газов, не прошедших газоподготовку являются влагонасыщенными – т.е. содержат максимум воды при каких-то фиксированных давлениях и температуре.

При этом речь идет не о воде в свободной форме, которая может каплями лететь с газом и удаляется с помощью сепараторов, а о парах воды, для удаления которой требуются другие технологии и соответствующее оборудование.

Пары воды способны образовывать с углеводородами комплексные соединения, называемые гидратами. Гидраты углеводородных газов представляют собой белые кристаллы, похожие на спрессованный снег или лед. Они могут закупоривать газопроводы и сильно осложнять их эксплуатацию, а также работу компрессоров. Поэтому, степень осушки газа определяется не только возможностью конденсации воды, но и образованием гидратов газа. Гидраты нестабильны и при изменении температуры или давления легко разлагаются на газ и воду.

Характерно, что гидраты способны образовываться только при повышенных давлениях и при температурах выше нуля, причем более тяжелые углеводороды образуют гидраты легче, чем низкомолекулярные. Так, например, метан способен образовывать гидрат при температуре 12 °С и давлении 10 МПа (100 атм). Этан при этой же температуре образует гидрат под давлением всего около 25 атм. Гидраты могут существовать только при наличии избыточной влаги в газе. То есть, когда парциальное давление паров воды в газовой фазе больше давления паров гидрата.

Таким образом, содержание в газе влаги, должно соответствовать такой точке росы, при которой давление насыщенного водяного пара меньше давления паров гидрата при температуре среды [1].

Существуют различные способы борьбы с гидратами. Это осушка газа жидкими или твердыми поглотителями. Также на газовых промыслах распространен способ подачи метанола (СН₃ОН) в струю газа. При этом он образует с парообразной и жидкой влагой спиртоводные смеси, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Пары воды поглощаются из газа, что значительно снижает точку росы, и, следовательно, создаются условия для разложения гидратов или для предупреждения их образования.

Основным условием эффективного действия метанола является взаимодействие паров воды с парами метанола и дальнейшая конденсация их, что приводит к значительному понижению влагосодержания газа. Наибольшая эффективность метанола может быть достигнута с применением его в качестве средства, предупреждающего гидратообразование, а не для разрушения уже образовавшихся гидратов. При этом метанол необходимо впрыскивать в газовый поток, обеспечив хорошее распыление и смешение с общим газовым потоком.

Для борьбы с гидратообразованием все большее применение находят электролиты и, в частности, водные растворы хлористого кальция. Это недорогой, безопасный и достаточно эффективный антигидратный ингибитор. Водные растворы хлористого лития также относятся к сильным электролитам, а свойства гигроскопичности их гораздо выше, чем у хлористого кальция При сопоставлении величины понижения равновесной температуры гидратообразования, в присутствии растворов хлористого лития в зависимости от его концентрации с аналогичными характеристиками других антигидратных ингибиторов установлено, что исследованные растворы наиболее эффективны [2].

Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов – углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контента, низкой коррозионной способностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). Реже, при осушке впрыском в теплообменники в качестве ингибитора гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ). Ряд производных ди- и триэтиленгликоля или побочные продукты, получаемые при их производстве (этилкарбинол, тетраэтиленгликоль, пропиленгликоль и др.), хотя и обладают высокой гигроскопичностью, широкого применения в качестве осушающих агентов не нашли.

ДЭГ (СН₂ОН-СН₂–О-СН₂–СН₂ОН) – это бесцветная жидкость с температурой кипения 244,5 °С. Плотность 1,117 г/см³ и температурой замерзания 6,5 °С. ДЭГ полностью растворим в воде. В основном ДЭГ в качестве обезвоживающего агента применяют при осушке природных газов. Иногда проводят совместную осушку и очистку газов от сероводорода смешанными растворами этаноламинами и ДЭГ.

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

Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации. При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7 %, а ТЭГ −до 98,1 %.

Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых сталей. Регенерация гликолей проводится до получения свежего раствора. Потери гликолей при использовании их в качестве ингибиторов гидратов складываются из потерь при регенерации (термическое разложение и унос), потерь в результате неполного отделения от газа в сепараторах, растворения гликолей в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.

На практике о влагосодержании углеводородного газа судят по его точке росы, понимая под этим температуру ниже которой водяной пар конденсируются, то есть выпадает из газа в виде росы.

Рисунок 1.1 − Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГ

 

Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГ представлена на рисунке 1.1. Она состоит из абсорбера 1, десорбера (выпарной колонны) 5 и вспомогательного оборудования (теплообменники, насосы, фильтры, емкости и др.).

Сущность процесса осушки газа жидкими поглотителями заключается в следующем: при контакте абсорбента с газом в цилиндрическом аппарате, называемом абсорбером, в который снизу подается газ, а сверху – жидкость, абсорбент. При взаимодействии газа и жидкости пары воды поглощаются абсорбентом. Внутри абсорбера помещены перегородки (тарелки) для улучшения контакта между абсорбентом и газом. Процесс ведется при температуре около

20 °С и давлении от 2 до 4 МПа. Сверху абсорбера выходит осушенный газ, а снизу обводненный абсорбент. Обводненный (насыщенный влагой) абсорбент поступает в другой аппарат – десорбер – для отборки воды. Процесс десорбции воды проводится при повышенных температурах, но не выше 170°С для ДЭГ и 191 °С для ТЭГ, так как выше этих температур гликоли разлагаются. Десорбер, как и абсорбер представляет собой цилиндрический тарельчатый аппарат. Насыщенный гликоль, предварительно подогретый в теплообменнике, подается в середину десорбера. Сверху его выходят пары воды, которые конденсируются в конденсаторе-холодильнике и конденсат частично возвращается наверх десорбера в качестве орошения. Вниз десорбера подводится тепло путем подогрева части гликоля в паровом подогревателе. Регенерируемый гликоль, как правило, может содержать не более 5 % массовой доли воды. Далее он охлаждается в теплообменнике-холодильнике и возвращается в абсорбер [3].

 

1.2 Аппаратура установок абсорбционной осушки

Ниже проверьте размер красной строки: он должен быть равен 1,25 см.

Процесс массопередачи при абсорбции протекает на поверхности соприкосновения фаз, поэтому в абсорберах должна быть создана развитая поверхность соприкосновения между газом и жидкостью. Как правило, для абсорбционной осушки углеводородных газов используют колонные аппараты, оборудованные тарелками разной конструкции или заполненные насадкой. В нижней и верхней секциях абсорбера размещают сепараторы для удаления капельной жидкости. Рассмотрим ниже конструкции тарелок, которыми обычно оборудуется абсорбер.

Колпачковые тарелки благодаря широкому диапазону эффективной работы особенно целесообразно применять на газовых промыслах, где со временем наступает период падающей добычи. В колпачковых тарелках газ на тарелку поступает через патрубки, покрытые колпачками с прорезями. Проходя через прорези, газ разбивается на отдельные струи и пузырьки, которые движутся через слой жидкости, образуя пену и брызги, где и происходит тепло и массообмен между газом и жидкостью.

Необходимость осушки больших объемов добываемого газа направило конструкторскую мысль на создание более высокопроизводительных и эффективных контактных устройств, чем колпачковые тарелки. К таким конструкциям относятся инжекционные тарелки. Инжекционная тарелка работает по следующей схеме (рисунок 1.2): газ проходит в камеру смешения 5 снизу-вверх и через сопло 6 «всасывает» жидкость, находящуюся на поддоне. В камере смешения происходит интенсивный массообмен в прямотоке между газом и жидкостью. Жидкость отделяется в отбойнике 4 и через сливной стакан 8 стекает обратно в поддон 1. Каждая тарелка работает в прямотоке, а весь абсорбер в режиме противотока.

Опытный абсорбер диаметром 1600 мм был оборудован четырьмя инжекционными тарелками и ситчатыми отбойниками. Испытания проводили при давлении 2 МПа и температуре 20— 39 °С. «Скорость газа в период испытаний составляла 0,54−0,56 м/с, производительность аппарата 1,9 млн м³/сут. Осушенный газ имел точку росы на 1−3 °С выше равновесной. Перепад давления в абсорбере составил 49,3 кПа, к. п. д. тарелок 0,83−0,86. Производительность абсорбера с инжекционными тарелками в 2,5 раза выше, чем у аналогичного аппарата с колпачковыми тарелками.

 

 

 

Рисунок 1.4 − Схема абсорбера и варианты контактных элементов

В тексте нет ссылки на рисунок 1.3

До недавнего времени было разработано десять разных конструкций массообменных контактных устройств. В целях выбора оптимального варианта тарелки для абсорбционной осушки была проведена оценка имеющихся конструкций и их технико-экономический анализ. Оценка проводилась по удельным металлозатратам и относительной стоимости изготовления. Исходные данные для сравнения: рабочее давление в аппарате 5 МПа; температура стенки корпуса 40 °С; плотность газа 0,711 кг/м³; начальная влажность газа 1 г/м³; точка росы осушенного газа − 15 °С; удельный расход диэтиленгликоля 0,016 кг/кг газа;  массовая доля содержания диэтиленгликоля − 99,5 %  Корпус и днища изготовляются из стали 16ГС, внутренние устройства − Cт. 3. За базовый вариант принят абсорбер с типовыми колпачковыми тарелками ТСК-Р-16, Различные конструкции контактных элементов приведены на рисунке. 1.4. Результаты технико-экономических расчетов приведены на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 − Удельная металлоемкость абсорберов при разной производительности

 

Анализируя графики удельной металлоемкости, мы видим, что наибольшую массу имеют абсорберы с колпачковыми тарелками − −вариант 1. Промежуточное место занимают варианты 5, 6 и 9 и наименьшую металлоемкость имеют варианты с центробежными контактными элементами. Аналогичная картина наблюдается при оценке относительной стоимости абсорберов. Наибольшую стоимость имеют абсорберы с колпачковыми тарелками и с тангенциальным завихрителем. Далее идут тарелки с клапанно-вихревыми и клапанно-центробежными элементами (варианты 7, 5); наименьшую стоимость имеют абсорберы с тарелками по вариантам 2, 3 и 9.

В конструкциях 6 и 9 массообмен осуществляется без закручивания, а в конструкциях 3, 4 и 7 −в закрученном потоке при помощи завихрителей. Завихрение потока вызывает интенсификацию массопередачи и обеспечивает лучшую сепарацию газа, что позволяет повысить производительность абсорбера по газу сравнительно с колпачковыми тарелками и патрубками без завихрителей. Закручивание потока в конструкциях 2 и 5 производится при помощи тангенциального ввода газа. Такая система создает условия для лучшей сепарации жидкости, что позволяет уменьшить высоту контактного элемента по сравнению с вариантами 3, 4, 7. Клапанно-центробежные завихрители в вариантах 7 и 8 обеспечивают работу тарелки в широком диапазоне нагрузок.

Абсорберы с инжекционными элементами, работающие на высоких скоростях газа, должны быть оборудованы эффективными сепараторами, обеспечивающими минимальный унос гликоля. Повышенные потери гликоля из-за его высокой стоимости могут быстро нивелировать выигрыш в металлозатратах, получаемых за счет интенсификации процесса осушки.

Испытания абсорбера производительностью 10 млн м³/сут, оборудованного пятью сетчатыми тарелками в сочетании с контактно-сепарационными элементами с прямоточными патрубками, показали возможность замены трех технологических линий осушки производительностью 3 млн м³/сут, включающих три абсорбера с 16 колпачковыми тарелками каждый. Нижняя сепарационная секция абсорбера имеет коалесцирующую ступень в виде сетчатой насадки и сепарационную тарелку с прямоточными патрубками. Верхняя сепарационная секция состоит из батареи коалесцирующих патронов и сепарационной тарелки с прямоточными патрубками. Абсорбер рассчитан на рабочее давление 9,4 МПа, имеет диаметр 1800 мм, масса его 61,5−103 кг. Диапазон стабильной работы 5 — 12 млн м³/сут при давлениях 8,0− 9,2 МПа. Точка росы осушенного газа до − 25 °С; удельный расход диэтиленгликоля 8,0 — 17,6 кг/1000 м³ газа, унос диэтиленгликоля − до 15 г/1000 м³ газа [5].

 

 

1.3 Патентная проработка абсорберов для осушки газа

 

Известен насадочный абсорбер осушки газа, содержащий входную сепарационную секцию, массообменную абсорбционную секцию, заполненную насадкой (см. патент RU 2140807, МПК 7 В 01 D 53/26, 10.11.1999). Данный абсорбер позволяет проводить осушку газа от содержащейся в нем влаги. Однако в абсорбере не предусмотрена возможность отделения от осушаемого газа жидкости-сорбента, что сужает область использования данного абсорбера.

Также известен насадочный абсорбер осушки газа, содержащий входную сепарационную секцию, массообменную абсорбционную секцию, заполненную насадкой, и выходную фильтрующую секцию (см. патент RU 2155092, МПК 7 В 01 D 53/26, 27.08.2000). Данный абсорбер позволяет производить осушку газа как от влаги, так и от жидкого абсорбента. Однако в ряде случаев данный абсорбер не обеспечивает требуемую степень осушки газа, в частности в случаях, когда возникает необходимость увеличивать давление подаваемого на осушку газа при падении пластового давления.

Задачей, на решение которой направлен настоящий проект, является повышение степени осушки газа и повышение надежности работы абсорбера за счет резкого сокращения уноса абсорбента с осушаемым газом и снижения вероятности попадания механических примесей вместе с осушаемым газом в массообменную абсорбционную секцию.

Анализ работы представленных выше абсорберов показал, что одной из главных задач, которую необходимо решить, является ресурс непрерывной эффективной работы и снижение эксплуатационных затрат на восстановление нормальной работы абсорбера при нарушении его нормальной (штатной) работы. В частности, имеют место большие затраты на реновацию фильтр-патронов, которые устанавливают в выходной фильтрующей секции. Актуален также вариант эксплуатации абсорбера в тех случаях, когда при падении пластового давления и с целью поддержания стабильного давления в аппаратах приходится наращивать мощность дожимной компрессорной станции, установленной перед абсорберами. В этом случае постоянно растет попадание в осушаемый газ компрессорного масла и ингибитора гидратообразования, что приводит к снижается сепарационных возможностей входной сепарационной секции. Поступление масла в насадку массообменной абсорбционной секции способствует ее загрязнению и снижению эффективности осушки.

 

2 Способы абсорбции газа (описание стандартных способов)

 

2.1 Общие сведения

 

Осушка газа необходима для удаления из него не только механических примесей, но и, главным образом, воды. Наличие воды в газе при транспортировке может способствовать образованию гидратов. Поэтому осушка газа перед его транспортировкой является наиболее рациональной и экономически целесообразной. Главным критерием качества осушки газа является температура «точки росы», в России в зимний период принято значение «точки росы» − минус 20 °С, в летний период − минус 14 °С. Выбор способа осушки газа является важнейшим при проектировании разработки месторождения. Выбор подразумевает определение расходов на технологическое оборудование, на реагенты-поглотители и общие затраты на осушку газа.

На данный момент существует два основных метода осушки газа: абсорбция (осушка жидкими поглотителями) и адсорбция (осушка твердыми поглотителями). Сущность адсорбционной осушки газа заключается в поглощении порами твердых поглотителей молекул воды. Процесс осушки проходит в аппаратах периодического действия с неподвижным слоем адсорбента. В качестве адсорбентов применяются в основном силикагели, алюмосиликагели, активированный оксид алюминия, бокситы, цеолиты. Наиболее распространенным адсорбентом является силикагель. Для того, чтобы уменьшить сопротивление движения газа адсорбенты должны быть изготовлены в виде гранул. Температура регенерации адсорбентов обычно равна 160−180 °С. Процесс адсорбционной осушки газа является более простым по сравнению с абсорбцией. На первом этапе газ проходит через сепаратор, где идет отделение механических примесей и капельной влаги. Затем газ поступает в аппарат с адсорбентом (в технологической схеме таких аппаратов должно быть минимум два), где адсорбент поглощает влагу из газа. Далее уже осушенный газ идет далее по технологической линии или в газопровод. Другой аппарат в это время находится в регенерации. Часть осушенного газа, предварительно нагретого в теплообменнике, поступает в низ аппарата для регенерации осушителя. После этого газ вновь проходит через теплообменник, где уже охлаждается, поступает в сепаратор, а затем поступает в поток влажного газа. Вторым методом осушки газа является абсорбционная осушка. Данный метод подразумевает использование жидких поглотителей влаги. В качестве абсорбентов чаще всего используют диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), поэтому рассмотрим в качестве поглотителя именно гликоли. Принцип осушки газа абсорбентом заключается в последовательном проходе газа через сепаратор и абсорбер. В сепараторе от газа отделяются механические примеси и капельная жидкость. Далее газ поступает в нижнюю часть абсорбера и движется вверх, где контактирует со встречным потоком гликоля, при этом происходит поглощение абсорбентом из газа влаги. Затем осушенный газ движется дальше по технологической схеме, а насыщенный поглотитель поступает на регенерацию.

Процесс регенерации является довольно сложным, поэтому выделим лишь основные этапы и аппараты регенерации. После абсорбера насыщенный гликоль поступает в выветриватель, где происходит разделение абсорбента и остатков газа. Затем гликоль проходит теплообменник, в котором он нагревается из-за теплообмена с регенерированным гликолем. Далее нагретый гликоль последовательно проходит колонну регенерации (десорбер) и испаритель. В десорбере происходит массо- и теплообмен с потоком пара, который движется к верху колонны. В испарителе гликоль нагревается до заданной температуры и из него выпариваются остатки влаги. Потом уже регенерированный абсорбент поступает в рабочую емкость, предварительно охлажденный в теплообменнике. Из рабочей емкости абсорбент поступает вновь в абсорбер. Заключение на данный момент широко применяется метод абсорбционной осушки газа, так как адсорбция сложнее поддается автоматизации, поэтому является более затратной. Также жидкие поглотители имеют хорошую растворимость в воде, низкую стоимость, хорошую антикоррозионность, простоту регенерации.

2.2 Осушка газов абсорбцией

 

Абсорбция весьма экономична при осушке больших потоков природных газов под высоким давлением и депрессии точки росы до 60 °С. При необходимости иметь депрессию точки росы 60 — 80 °С и выше возможно применение абсорбции и адсорбции. В этом случае необходим сравнительный технико-экономический анализ обоих процессов исходя из конкретных условий их осуществления.

Использование жидких поглотителей при осушке газа по сравнению с твердыми поглотителями характеризуется следующими преимуществами:

— возможность осушки газов, которые содержат вещества, отравляющие твердые сорбенты;

— непрерывность процесса;

— простота автоматической системы управления;

— осушка газа до точки росы минус 70 °С.

Абсорбцией называется процесс поглощения газов или паров из газовых либо паровых смесей жидкими поглотителями.

При абсорбции влаги из газа процесс будет протекать до тех пор, пока парциальное давление поглощенной влаги в газе не достигнет величины парциального давления над жидкостью. Абсорбированная поглотителем влага выделяется из него в результате последующей десорбции.

Десорбция — процесс, обратный абсорбции, и его осуществляют при нагревании поглотителя, снижении давления в системе, либо подаче отдувочного газа или азеотропного компонента. Влага выделяется из раствора и переходит в газовую фазу, так как равновесное давление ее выше, чем давление в десорбируемом поглотителе.

Десорбция — наиболее сложная стадия в схеме осушки газа, и поэтому задача глубокого выделения поглощенной влаги при наименьшей затрате энергии имеет большое значение. Оптимальное решение − создание противотока между поглотителем и десорбирующим агентом, в связи с этим для десорбции используют противоточные колонные аппараты с барботажными тарелками или насадкой. Осушка углеводородных газов жидкими поглотителями обычно осуществляется в вертикальных колонных аппаратах с барботажными тарелками. Некоторое распространение на промыслах, особенно за рубежом, имеют горизонтальные распыливающие абсорберы.

 

2.3 Осушка в распыливающем абсорбере

 

Вариант осушки газа в распыливающих абсорберах представлен на рисунке 2.1. Осушка газа проводится путем распыливания раствора гликоля в абсорбере. Эффективность процесса определяется степенью распыла раствора, осуществляемого специальными форсунками, и сепарацией капельной жидкости. Распыленная жидкость создает большую поверхность контакта фаз, а высокие скорости газа обеспечивают интенсивный масообмен и хорошее распределение частиц в потоке. Наилучший массообмен происходит при высоких относительных скоростях газа и капель, что достигается при «впрыске» гликоля навстречу газовому потоку. Пределом дробления частиц жидкости является образование тумана, выделение частиц которого лимитируется существующими конструкциями сепараторов.

Оптимальная температура осушки составляет 15−30 °С. При низких температурах сказывается вязкость гликолей, а высокая температура увеличивает давление насыщенных паров гликолей, что повышает потери гликоля. Следует отметить, что подачу гликоля к форсункам можно осуществлять при температуре выше 30  °С, т. е. когда вязкость его невелика. Во время контакта с газом гликоль мгновенно принимает температуру потока, так как относительное количество его незначительно.

Процесс осушки в каждой ступени, состоящей из форсунки и сепаратора, проходит в конусе форсунки преимущественно в момент образования капель гликоля и заканчивается в объеме аппарата и в сепараторе. Механические примеси, содержащиеся в гликоле, забивают сопла форсунок, поэтому раствор гликоля предварительно пропускается через специальные фильтры, обеспечивающие удаление частиц размером выше 5 мкм.

Исследование процесса осушки в распыливающих абсорберах показало, что до 70—80 % влаги удаляется в первой ступени. Каждая ступень может включать от одной до шести форсунок. Число ступеней распыливания (практических тарелок) принимается не менее трех, причем после каждой ступени проводится сепарация жидкости и ее отвод. Депрессия точки росы достигает 35−45 °С, и точка росы выходящего газа минус 25−30 °С И ниже в зависимости от концентрации гликоля и температуры контакта. Подача регенерированного гликоля в каждую ступень обеспечивает высокую степень осушки.

Перед поступлением в распылительную камеру из газа должны быть тщательно удалены капельная влага, механические примеси и конденсат. Для этих целей служит первая секция аппарата, где имеется отбойная перегородка и сетчатый сепаратор. Выделившаяся жидкость стекает в емкость и удаляется из системы. Для очистки первого участка аппарата от грязи, а также для контроля и монтажа распыливакицих и сепарирующих элементов в абсорбционной части предусмотрен фланец. Конструкция промежуточных сепараторов обеспечивает высокую степень отделения жидкой взвеси. Сепаратор вписывается в объем абсорбера и образует с распыливающим участком одно целое. Концевая ступень сепарации включает сетчатый отбойник для отделения капель гликоля и емкость для сбора жидкости.

Вместо форсунок для осушки газа может применяться труба Вентури, в горловину которой насосом подается раствор гликоля (высокие скорости в горловине − 40 м/с и выше − создают хороший распыл жидкости). Каждая ступень контакта включает трубу Вентури и сепаратор. Применение труб Вентури позволяет исключить форсунки и обеспечить условия для более надежной эксплуатации установок осушки, особенно в промысловых условиях.

Система регенерации гликоля на установке осушки «впрыском» представлена ректификационной колонной с встроенным дефлегматором (см. рисунок 2.1). Насыщенный водой гликоль нагревается в змеевике, смонтированном в емкости, и направляется в ректификационную колонну 4, установленную непосредственно на кубе. Подогрев жидкости в кубе проводится путем сжигания топливного газа в жаровой трубе. Колонна засыпана насадкой и имеет наверху дефлегматор, охлаждаемый атмосферным воздухом.

В целях глубокой регенерации раствора гликоля сливная труба, соединяющая куб с емкостью, заполняется насадкой. Под насадку подается сухой газ для удаления влаги из горячего раствора, стекающего по насадке. Регенерированный гликоль из емкости насосом прокачивается через фильтр и подается к форсункам.

Проводились опыты по очистке газа от сероводорода и одновременной осушке его смесью амина и гликоля. При этом был получен газ с точкой росы –

6 °С и остаточной объемной доле содержания сероводорода 0,23 %.

Учитывая высокие требования к глубине очистки газа оторганических соединений серы, возможности применения распыливающих абсорберов для этих целей должны быть детально изучены.

Общие потери триэтиленгликоля при давлении 10 МПа и температуре 20 °С составляют от 10 до 15 г на 1000 м³ газа.

 

 

 

 

1 − абсорбер; 2 − участок распыления гликоля; 3 − емкости;

4 − ректификационная колонна; 5 − испаритель; 6 − емкость для гликоля;

7 − насос системы Кимрея; 8 – фильтр

 

Рисунок 2.1 − Схема установки осушки в распыливающем абсорбере

 

2.4 Двухступенчатая абсорбция

 

Для снижения эксплуатационных затрат при глубокой осушке газа был предложен процесс двухступенчатой абсорбции (рисунок 2.2). Осушка осуществляется в абсорбере 2, в который раствор гликоля разной концентрации вводится в две точки по высоте аппарата — на 3 и 10-ю тарелки.1 При использованиях триэтиленгликоля в качестве осушителя на 3ю тарелку абсорбера подается основное количество частично регенерированного триэтиленгликоля с массовой долей содержания 98,0 %. Этот раствор извлекает из газа большую часть влаги. На 10-ю тарелку подается остальной гликоль, с массовой долей содержания 99,9 %  и выше, с помощью которого газ осушается окончательно.

Регенерация раствора триэтиленгликоля, насыщенного водой, также проводится в две ступени. На первой ступени в десорбере и при температуре 204 °С и атмосферном давлении массовая доля содержания гликоля доводится до 98,0 %. Часть этого раствора и подается на 3-ю тарелку абсорбера. Оставшееся количество направляется в отпарную колонну 12 (II ступень), куда подается отдувочный газ. Здесь массовая доля содержания  раствора гликоля доводится до 99,9 % и выше, и этот поглотитель подается на 10-ю тарелку абсорбера.

Осушенный газ имеет точку росы − 70 °С. Для глубокой регенерации абсорбента, поступающего на вторую ступень абсорбции, могут применяться цеолиты. Абсорбент подается поочередно в два аппарата, в которых извлекается остаточная влага и массовая доля содержания гликоля достигает 99,90−99,88 %. К недостаткам процесса относится необходимость специальной системы регенерации цеолитов.

В осушенном газе остаются следы гликоля, которые, поступая вместе с осушенным газом в теплообменники установок ожижения метана или получения этана и гелия, забивают трубки, ухудшают теплопередачу и повышают их гидравлическое сопротивление. Для извлечения паров гликоля, содержащихся в осушенном газе, на верхнюю секцию абсорбера (схема Притчарда, рисунок 2.2) подается пентан. Подача пентана не является оптимальным решением, направленным на извлечение паров гликоля, так как для его извлечения из газа, направляемого на дальнейшую переработку, требуется добавочный холод. Пары гликоля из осушенного газа можно также адсорбировать активированным углем.

Сравнительные технико-экономические показатели процессов адсорбционной и абсорбционной осушки приведены в таблице 2.1. Как следует из таблицы, глубокая абсорбционная осушка для данного конкретного примера более экономична, чем адсорбционная. Однако выводы о целесообразности замены адсорбционной осушки абсорбцией высококонцентрированным гликолем можно будет сделать после накопления опыта эксплуатации таких установок.

1,  – сепараторы; 2 – абсорбер; 4 – воздушный холодильник; 5,14 – емкости;

6, 7, 8 – насосы; 9, 13, 15 – теплообменники; 10 – фильтры; 11 – десорбер;

12 – отпарная колонна.

 

Рисунок 2.2 − Схема установки двухступенчатой абсорбции

 

Таблица 2.1 − Технико-экономические показатели процессов адсорбционной

и абсорбционной осушки

Показатели	Осушка на циолитах	Одноступенчатая осушка триэтиленглнколем	Двухступенчатая осушка трнэтиленглнхолем
Капитальные затраты с учетом доставки оборудования и стоимости сорбентов, %	100	77	87
Расход газа на топливо и отдувку,	100	74	38
Расход электроэнергии, %	100	36.5	36.5
Себестоимость осушки с учетом потерь сорбентов (срок службы цеолита − 4 года), %	100	14	14

 

 

 

 

 

2.5 Осушка газов на промысловых установках низкотемпературной

сепарации на газоперерабатывающих заводах

 

При добыче газа из газоконденсатных месторождений извлечение конденсата и осушка совмещаются в одном процессе низкотемпературной сепарации (НТС). При охлаждении газа за счет дросселирования или применения искусственного холода происходит одновременное выделение углеводородов и влаги. Для предотвращения образования гидратов в теплообменники вводят (впрыскивают) метанол или гликоли. Схема установки низкотемпературной сепарации на промыслах приведена на рисунке 2.3.

Газ, выходя из скважин под высоким давлением, по промысловым трубопроводам, поступает на сборный пункт, где размещены установки НТС. В сепараторе 1, работающем при давлении 10−15 МПа, отделяются конденсат и влага, выделившиеся из газа на пути от пласта до сепаратора.

Далее газ проходит через теплообменник 2, где охлаждается обратным потоком газа, выходящего из сепаратора 3, дросселируется в дроссельном устройстве или эжекторе до давления 5,5−7,5 МПа, при этом охлаждается, и поступает в сепаратор 3.

Перед теплообменником в газ вводится метанол или этиленгликоль. Конденсат с низа сепараторов 1 и 3 собирается в емкости 4. Газ из сепаратора иногда эжектируется основным потоком газа высокого давления и возвращается в сепаратор 3 или используется на установке. Конденсат и гликоль (или метанол) отводятся раздельно. Конденсат подвергается стабилизации, а гликоль или метанол поступает на установки регенерации. На газоперерабатывающих заводах для осушки газа и извлечения углеводородов применяют низкотемпературную конденсацию. Технологическая схема установки низкотемпературной конденсации и извлечения углеводородного конденсата оборудуется системой подачи этиленгликоля в теплообменники. Температура охлаждения газа и точка росы минус 30 °С. Рассмотрим условия работы узла осушки попутного нефтяного газа на малогабаритной установке (рисунок 2.4).

массовой

1 − сепаратор; 2 − теплообменник; 3 − низкотемпературный сепаратор;

4 − разделитель гликоля и конденсата; 5 − установка регенерации гликоля;

6 – фильтр

 

Рисунок 2.3 − Схема установки низкотемпературной сепарации на промыслах

 

1 − холодильник; 2 − водоотделитель; 3 − теплообменник; 4 − пропановый охладитель; 5 −трехфазный сепаратор; 6 − отстойник; 7 − сепаратор;

8 − регенератор гликоля; 9 − насос; 10 − фильтры для гликоля

 

Рисунок 2.4 − Схема установки низкотемпературной конденсации

на малогабаритной установке

 

Сырой газ поступает с промыслов под давлением 0,1 МПа и сжимается трехступенчатым поршневым компрессором до давления 4,5 МПа. При этом в межступенчатых холодильниках газ охлаждается до 35−40 °С, из него выделяется влага. Сжатый газ поступает далее в теплообменники 3, где вначале охлаждается обратным потоком холодного газа, затем в пропановом охладителе 4 до температуры минус 25−30 °С. С такой температурой газ поступает в трехфазный сепаратор 5. Для предупреждения образования гидратов в теплообменники и охладитель с помощью специальных форсунок впрыскивается этиленгликоль с массовой долей содержания 75−80 %.

Основное количество влаги выпадает при сжатии газа до 4,5 МПа; она отделяется в сепараторах и выводится из системы. В теплообменниках выделяется меньшая часть влаги, которая удаляется в трехфазном сепараторе вместе с этилен гликолем. Температура образования гидратов для указанного газа составляет 21 °С. Следовательно, в первый и последующий теплообменники и охладитель следует подавать этиленгликоль.

Следует отметить, что в растворе этиленгликоля содержится много механических примесей, включающих свыше 70 % массовой доли железа. Для обеспечения нормальной работы форсунок необходимо систематически очищать фильтр, иначе происходит быстрое засорение форсунок. Разделение раствора этиленгликоля и конденсата, подогретого в отстойнике трехфазного сепаратора до 15−20 °С, происходит успешно.  На газоперерабатывающих заводах, работающих по схеме низкотемпературной конденсации, при охлаждении газа до более низких температур, например, на одном из заводов США, в теплообменники подают метанол. Схема установки такова. Газ, содержащий объемную долю метана − 85 %, этана − 10 %, и диоксида углерода 5 % при давлении 3,8 МПа охлаждается в трех теплообменниках. В первый теплообменник, где газ охлаждается до − 43 °С, подается 95 %-ный метанол. Насыщенный влагой 94 %-ный метанол отделяется от газа в сепараторе и подается во второй теплообменник, где газ охлаждается до − 53 °С. После сепарации метанол подается в третий теплообменник, где газ охлаждается до − 13 °С. Обводненный метанол направляется на регенерацию. Удельный расход метанола составляет 1,56 кг на 1000 м³ газа. Поскольку метанол извлекает значительное количество диоксида углерода, соответственно уменьшается мощность установки по очистке товарного этана.

 

2.6 Осушка в барботажных абсорберах

 

Установки абсорбционной осушки в барботажных аппаратах имеют следующую технологическую схему (рисунок 2.1.). Влажный газ направляется в абсорбер, где в нижней скрубберной секции происходит отделение капельной влаги. Абсорбер оборудован тарелками различной конструкции. Навстречу потоку газа в абсорбер подается раствор гликоля, вводимый на верхнюю тарелку. Стекая по тарелкам вниз, раствор извлекает влагу из газа и, насыщаясь, отводится с низа колонны (или с глухой тарелки) на регенерацию.

Газ проходит верхнюю сепарационную секцию абсорбера, где отделяются капли унесенного раствора гликоля. Осушенный газ поступает в газопровод. Раствор гликоля, насыщенный влагой и газом, выходит из абсорбера и поступает в сепаратор 2. Здесь из раствора выделяются газы, поглощенные в абсорбере. Далее раствор гликоля проходит первый теплообменник 3, где подогревается за счет тепла горячего поглотителя, выходящего с низа десорбера 6. Затем раствор проходит второй теплообменник и сепаратор 2 и далее поступает в десорбер 6 для извлечения влаги. Низ десорбера соединен с кипятильником 11 где раствор нагревается за счет тепла водяного пара или огневого подогрева.

Выделение влаги может осуществляться под вакуумом или при атмосферном давлении. При работе под вакуумом (53,3−79,9 кПа) водяные пары и растворенный в гликоле газ поступают в конденсатор-холодильник 7. Водяной пар конденсируется и образовавшаяся вода (конденсат) собирается в емкость 8, откуда он частично подается наверх десорбера как орошение, а избыток конденсата отводится. Несконденсировавшиеся газы откачиваются водокольцевым вакуум-насосом 10 в атмосферу или на факел. Для обеспечения отвода регенерированного раствора гликоля из десорбера и водяного конденсата, а также для создания подпора на насос орошения десорбер устанавливается на 12−13 м выше нулевой отметки. Часто для откачивания раствора из десорбера устанавливают специальный насос, в этом случае высота поднятия десорбера может быть снижена.

Проведенный анализ научно-технической и патентной литературы, технического расчета по осушке газа и работе абсорционного оборудования позволили предложить оптимальный вариант реконструкции маслообменной части многофункционального аппарата.

За основу при разработке проекта модернизации МФА был принят принцип продольного секционирования с разделением потока обрабатываемого газа на две примерно равные части, что достигается применением в контактной ступени переточкой трубы с гидравлическим сопротивлением равным сопротивлению массообменной части.

При разделении потока осушаемого газа на две части соответственно сокращаются линейные скорости, а, следовательно, появляется возможность увеличить пропускную способность аппарата без существенного выноса гликоля в верхнюю секцию коагуляции и до улавливания абсорбента. Т.к. число контактных ступеней сокращается в два раза, возникает необходимость в интенсификации процесса осушки газа на массообменной ступени с этой целью на сетчатую тарелку дополнительно загружается слой насадки из керамических сёдел типа «Инталокс» высотой 400 мм. Насадка помещается на подложку из трех слоев сетки «Рабица» размером 25х25 мм, причем направление навивки сетки в среднем слое меняется на 90º, что обеспечивает большую толщину подложки и меньшее перекрытие отверстий сетчатой тарелки.

Верхняя часть слоя насадки также прикрывается одним слоем сетки для того что бы уменьшить возможное смещение насадки. Для предотвращения попадания насадки в сливной карман устанавливается решетка из просечного листа, а между переливной планкой и сливной перегородкой натягивается экран из сложенной в двое сетки «Рабица» листа. Экран крепится к переливной планке и сливной перегородке крючками, которые привариваются при монтаже конструкции по месту.

Переточная труба устанавливается на полотно сетчатой тарелки в специально сделанное для этой цели отверстие и закрепляется в полотне перегородки кольцом, с винтами которое приваривается к полотну перегородки при монтаже конструкции. В верхнюю часть переточной трубы для равномерного распределения газа монтируется отбойник, чтобы обеспечить более равномерное распределение газа переточные трубы по сечению аппарата смещены в разные стороны. Перегородки, на которые устанавливаются переточные трубы, кроме того полностью устраняют смещение газа в пространстве между степенями контакта, что позволяет получить большую глубину осушки.

 

3 Разработка модернизации абсорбера

 

Подготовка пластового флюида осуществляется путем низкотемпературной сепарации на пяти установках: УКПГ-1АВ, –2В, –5В, –8В, –11В, которые располагаются на одних технологических площадках с сеноманскими: УКПГ-1АС, –2, –5, –8, –11. Сеноманские и валанжинские УКПГ составляют единые газоконденсатные промыслы (ГКП): ГКП-1А, –2, –5, –8, –11. Снижение пластового давления в сеноманской залежи потребовало ввода в 1987 г. дожимных компрессорных станций (ДКС) с газоперекачивающими агрегатами (ГПА) мощностью 16 МВт. С 2000‑х гг. работа сеноманских промыслов осложнена низкими отборами сырья, что привело к высвобождению мощностей подготовки и компримирования газа.

Сеноманский газ УКПГ-11 с давлением 0,95 МПа и температурой 12 °С из системы сбора проходит осушку и далее поступает на первую ступень ДКС УКПГ-11. Валанжинский газ УКПГ-11В с давлением 4,2 МПа через здание переключающей арматуры проходит низкотемпературную сепарацию на УНТС УКПГ-11В, смешивается с сеноманским газом и поступает на первую ступень ДКС УКПГ-11 для компримирования до давления 1,9–2,0 МПа. Смешанный поток газа компримируется на второй ступени ДКС до давления 3,5 МПа и транспортируется по низконапорному трубопроводу межпромыслового коллектора на УКПГ-12. Далее газ УКПГ-11 и УКПГ-11В подается на вторую ступень ДКС-12, где смешивается с газом УКПГ-12, прошедшим компримирование на первой ступени собственной ДКС. Общий поток газа с давлением 5,2–5,6 МПа проходит осушку в технологическом цехе и поступает в высоконапорный трубопровод межпромыслового коллектора.

Для обеспечения нормальной работы оборудования по осушке газа было определено основное требование — обеспечение номинальной производительности многофункциональных аппаратов с минимальными потерями ДЭГа и максимальным межревизионным периодом в условиях падения давления в аппаратах до 3,4 МПа в связи с тем, что первая очередь дожимной компрессорной станции (ДКС-2) на промыслах Уренгойского месторождения планировалась размещаться за УКПГ после системы осушки газа.

В связи с этим возникла необходимость модернизации аппаратов осушки газа. Модернизация проводилась по всем трем направлениям совершенствования их конструкции: нижней сепарационной части, средней массообменной части и верхней фильтрационной части аппаратов.

Нижняя сепарационная секция абсорберов МФА.

Нижняя сепарационная секция в МФА УКПГ сеноманской залежи представлена двумя конструкциями:

— штатная − на базе элементов ГПР-202 диаметром 60 мм;

— модернизированная по варианту ЦКБН на базе элементов ГПР-353 диаметром 100 мм и элементов ГПР-515 (рисунок 3.1).

Начиная с 1987 г. на технологических нитках № 1,2, 7, 4 УКПГ 11, № 1, 2, 4, 5, 6 УКПГ 12, № 1-6 УКПГ 13 и № 1, 5 УКПГ 15 в сепараторах были установлены и испытаны сепарационные тарелки с сепарационными элементами центробежного типа, имеющими каналы рециркуляции и отсоса части газа — ГПР-353 конструкции ЦКБН с тангенциальным узлом входа газа и пескосъемником, что на порядок улучшило эффективность работы сепараторов по сравнению со штатной конструкцией.

 

ГПР-353          ГПР-515            ГПР-202

 

Рисунок 3.1 − Центробежные элементы

 

Применение специальной конструкции входного устройства для пескоулавливания и более совершенных сепарационных элементов существенно сократило попадание мехпримесей и солей в массообменную секцию.

Средняя массообменная секция.

Средняя массообменная секция представлена следующими модификациями:

— штатная на базе сетчатых тарелок + контактно-сепарационные элементы ГПР-202 (рисунок 3.2, а);

— модернизированная по варианту ТНГГ за счет раздвоения потока и применения насыпной насадки (рисунок 3.2, в, абсорбционная часть);

— модернизированная по варианту ЦКБН за счет монтажа дополнительно к штатной конструкции сетчатых насадок, глушения сливных карманов и дополнительной врезки сливных труб (рисунок 3.3, а);

— модернизированная по варианту ЦКБН за счет применения 4 тарелок с центробежными контактно-сепарационными элементами ГПР-362 вместо штатной конструкции (рисунок 3.3, в).

Одним из основных факторов, определяющих в целом эффективность работы оборудования (по уносу гликоля), является нагрузка фильтрационной части аппарата по жидкости. Исследования по определению уноса ДЭГа из массообменной части в фильтрующую показали, что при производительности, близкой к 5 млн м³/сут, и давлении 6−7 МПа:

— проектная конструкция ГП-365 (см. рисунок 3.2, а) допускает унос до 2−2,5 г/м³ газа;

— конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рисунок 3.2, б): фильтр-барабаны под фильтрующими патронами — унос до 0,15 г/м³;

— конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рисунок 3,2, в, абсорбционная часть): разделение потока + фильтр-барабаны − унос до 0,01 г/м³;

— конструкция ЦКБН (см. рисунок 7.17, а) с контактно-сепарационными насадками в абсорбционной части и сепарационной тарелкой с элементами ГПР-353 перед фильтрующей частью — до 0,1 г/м³;

 

 

Рисунок 3.2 − Модернизация многофункциональных аппаратов ГП-365

по вариантам ТюменНИИГипрогаза

 

 

 

Рисунок 3.3 − Основные схемы модернизации многофункциональных аппаратов ГП-365 по вариантам ЦКБН

 

Как видно из приведенных результатов исследований, конструкция абсорбционной части с разделением потока обеспечивает наименьшую нагрузку фильтрационной части аппаратов по ДЭГу, а, следовательно, уменьшается количество механических примесей, поступающих с ДЭГом на фильтр-патроны, что увеличивает межремонтный период аппаратов осушки газа.

Верхняя сепарационная секция.

Верхняя сепарационная секция МФА (ГП-365) представлена двумя группами модификаций:

а) модификации с устройствами, обеспечивающие предварительную сепарацию капельного ДЭГа (уносимого из абсорбционной секции) и тем самым разгрузку фильтрующих патронов по ДЭГу (см. рисунок 3.2, б);

б) модификации, обеспечивающие окончательную сепарацию без применения фильтрующих патронов (см. рисунок 3.3, в).

Вместо фильтрующих патронов в ходе промысловых испытаний устанавливались:

— центробежные элементы ГПР-353 + горизонтальная сетка;

— центробежные элементы ГПР-515 с горизонтальной сеткой или без нее;

— сетчатые барабаны «Интенсеп»;

— центробежные элементы ГПР-515.

Модификации группы (а) обеспечивают увеличение времени наработки «на отказ», поскольку фильтрующие патроны выполняют функцию окончательной очистки газа от ДЭГа. Основная идея применения модификаций группы (б) − исключить наличие фильтрующих патронов вследствие забивки их механическими примесями и выхода из строя при повышении их гидравлического сопротивления.

На основании многочисленных промысловых исследований можно сделать вывод, что модификации группы (а) оказались наиболее приемлемыми для обеспечения минимальных потерь ДЭГа при возможно большей производительности аппарата. Отказаться же от фильтр-патронов верхней части аппарата на основании многократных испытаний различных конструкций пока что не считаем возможным. Вместе с тем работу по замене фильтр-патронов на более совершенные конструкции необходимо про­должить.

Следует отметить, что основной причиной неэффективной работы оборудования осушки газа по критерию «унос с осушенным газом» являлась ненадежная работа фильтрационной части аппаратов. Из-за большой нагрузки по жидкости и высокого содержания мехпримесей уже через 3−4 месяца после ревизии фильтр-патроны забивались мехпримесями, что приводило к возрастанию перепада давления по фильтрационной части и, как следствие, повышенному выносу мелкодисперсного ДЭГа с осушенным газом. Поэтому наряду с изменением конструкции аппаратов велась работа по повышению эффективности очистки ДЭГа от мехпримесей (состоящих в основном из продуктов коррозии оборудования и трубопроводов, продуктов разложения и окисления ДЭГа, песка и грязи).

Компоновки модернизированных аппаратов осушки.

На УКПГ сеноманской залежи УНГКМ были испытаны различные компоновки и моди­фикации модернизаций аппаратов осушки газа. На рисунке 3.2 представлены схемы модернизаций по вариантам Тюменгазтехнологии:

— рисунок 3.2, а − штатная конструкция;

— модернизация с сетчатыми барабанами под фильтрующими патронами (3.2, б); модернизация (рисунок 3.2, в) с сетчатыми барабанами под фильтрующими патронами и измененной массообменной секцией за счет исключения тарелок с элементами ГПР-202, раздвоения потока газа и контактных ступеней, выполненных из насыпной насадки (седла Инталокс — толщина 400 мм, кольца Рашига — толщина 400 мм).

Абсорбер ГП-365.

Как уже отмечалось, данная конструкция является наименее удачной из проектных конструкций аппаратов, поэтому модернизации данного оборудования уделялось особое внимание. Наиболее удачной схемой модернизации МФА типа ГП-365 явилась схема модернизации с разделением потока газа в массообменной части аппарата на две части с установкой до фильтр-патронов дополнительной ступени фильтрации (фильтр-барабанов СФП-1) показана на рисунке 3.2, в.

Основная идея, заложенная при модернизации аппаратов, заключается в разделении потока, осушаемого в массообменной ступени газа на две части, для чего используется система переточных труб и разделяющих перегородок. Это привело к снижению линейных скоростей в контактной ступени в два раза, существенно снизило унос абсорбента в капельном виде на секцию доулавливания гликоля, что приводит к уменьшению загрязнения фильтрующего материала. Это, в свою очередь, позволяет обеспечить более длительный период межремонтной эксплуатации аппарата с сохранением приемлемой величины потерь гликоля. Анализ работы модернизированных аппаратов показывает, что они работают достаточно эффективно (по критерию — технологические потери ДЭГа в капельном виде). В данной конструкции аппарата осушки нагрузка на фильтрующую часть МФА значительно снижается (практически в 100 раз − с 2−З г/м³ в штатной конструкции до 0,01−0,03 г/м³ в модернизированной).

Внедрение данной схемы модернизации привело к повышению надежности и эффективности работы основного технологического оборудования и увеличению производительности установок осушки газа в 1,5 раза по сравнению с проектной.

На рис. 3.3 представлены основные схемы модернизаций аппаратов ГП-365:

— модернизация нижней сепарационной и верхней части массообменной секции (под фильтрующими патронами) с заменой сепарационных элементов диаметром 60 мм на элементы ГПР-353 диаметром 100 мм. Над сетчатыми тарелками смонтированы специальные сетчатые контактно-сепарационные насадки (ГПР-435); УКПГ 9, т.н. № 2 (см. рисунок 3.3, а);

— модернизация с заменой фильтр-коагулирующей секции на сепарационную насадку из овально-цилиндрических элементов модульного типа (ГПР-445) вместо фильтрующих патронов; УКПГ 8, т.н. №13 (см. рисунок 3.3, б);

— модернизация с установкой в абсорбционной части контактно-сепарационных тарелок с элементами ГПР-362 на месте фильтр-патронов сепарационной тарелки с элементами ГПР-515 (см. рисунок 3.3, в).

В целом перечисленные модернизации ЦКБН не показали достаточную эффективность работы МФА осушки газа типа ГП-365 по сравнению с аппаратами, модернизированными по схеме с разделением потока, хотя отдельные моменты компоновки аппаратов, такие как сепарационные тарелки с элементами ГПР-515, ГПР-353 и контактносепарационные тарелки с элементами ГПР-362, показали эффективную и надежную работу.

К основным недостаткам модернизации конструкции аппаратов осушки газа с разделением потока, можно отнести сравнительно менее эффективную работу массообменной части из-за уменьшения площади контакта газ − ДЭГ и недостаточную надежность применяемых насадок (постепенное разрушение керамической насадки и засмоление пластиковых насадок). Другим недостатком конструкции являются высокая нагрузка по жидкости на фильтрационную часть (вплоть до «захлебывания» аппарата) и, как следствие, малый межревизионный период.

Опыт эксплуатации и многочисленные специальные исследования эффективности работы основного оборудования осушки газа показали, что:

— наиболее удачной проектной схемой осушки и конструкции основного технологического оборудования на УГКМ является абсорбер ГП-502 производительностью 10 млн. м³/ сут (эти абсорберы установлены на УКПГ 1АС, 11, 12, 13, 15);

— наименее удачной − абсорбер ГП-365 (УКПГ 5−11);

— наиболее удачной схемой модернизации МФА ГП-365 явилась предложенная схема разделения потока газа в массообменной части аппарата на две части с установкой до фильтр-патронов дополнительной ступени фильтрации (фильтр-барабанов различной конструкции);

— модернизация разделение потока обеспечила работоспособность абсорбера ГП-365 с требуемым качеством газа и минимальными потерями ДЭГа.

Испытания многочисленных конструкций фильтрующей части аппаратов позволили сделать однозначный вывод о невозможности в настоящее время отказа от фильтр-патронов, установленных в верхней части аппарата. При всей сложности их сборки и монтажа они обеспечивают минимальный вынос ДЭГа и длительный межревизионный период работы многофункционального аппарата.
4 Конструктивное и технологическое обоснование модернизации

 

Задачей настоящего технологического расчета является расчет модернизированного аппарата ГП 365.04.01 на новые условия работы.

Расчет выполнен с применением методик РД 0352-95-85, РД-0325-151-94, программы «HYSIM». На рисунки в разделе нет ссылок!

Рисунок 4.1 – Нет наименования рисунка!

 

Исходные данные для расчета:

Объемная производительность по газу, Q, млн м3/сут (приведенная к Р = 0.1013 МПа и t = 20 °C)	3,44
Давление рабочее, избыточное, МПа	4,1
Температура рабочая, °C	30
Температура точки росы осушенного газа при давлениии 4.0 МПа ,~°С	минус 15
Плотность газа при рабочих условиях, кг/м3	28,79
Диаметр колонны, м	1,2
Состав газа, мольная доля:
-СН4	0,9850
-С2Н6	0,0006
-С3Н8	0,0002
-N2	0,0130
-СО2	0,0010
Температура точки росы газа после 1-ой ступени осушки, ºС	0
Состав капельной жидкости в газе на входе	Компрессорное масло
Содержание капельной жидкости в газе на входе, см3/м3	До 10

 

4.1 Результаты расчета входной сепарационной секции

 

Рисунок 4.2 – название?

 

4.1.1 Определение соответствия производительности модернизированной секции заданной.

Действительная свободная площадь сепарационных элементов, м2	0,345
Параметр физико-химических свойств обрабатываемых сред	0,280
Коэффициент структурных изменений газожидкостного потока	10,0
Критическая скорость газа, м/с	2,8
Максимальная предельная производительность, м3/ч	151270
Условие соотвествия	151270˃143333

 

4.1.2 Определение уноса из секции

Базовая величина уноса жидкости при начальном содержании жидкости 200 см3/м3, см3/ м3	0,008
Расчетный унос жидкости из секции, г/м3	0,0003*

*Подлежит проверке при производственных испытаниях

 

4.1.3 Условие соответствия труб отвода жидкости с тарелки и безгидрозатворного слива

Внутренний диаметр трубы отвода жидкости с тарелки, м	0,05
Количество труб отвода жидкости, шт	2
Внутренний диаметр трубы безгидрозатворного слива, м	0,03
Количество труб безгидрозатворного слива, м	1
Эффективность узла входа, %	80
Расчетная скорость слива жидкости с учетом движущей силы безгидрозатворного слива м/с	1,37

 

4.1.4 Условие обеспечения движущей силы безгидрозатворного слива жидкости с завихрителем в штуцере входа газа

Перепад давления на сепарационной тарелке с центробежными элементами, мм. в. Ст.	182,26
Фактическая скорость газа в центробежных элементах при производительности 143333 м3/ч,	2,62
Разряжение в завихрителе безгидрозатвороного слива, мм вод. ст.	287,23
Скорость газа в штуцере входа, м/с	12,75
Фактор скорости в штуцере входа газа	68,41
Необходимое условие обеспечения движущей силы безгидрозатворного слива.	287,23˃182,26

 

4.1.5 Условия соответствия размеров технологических зон

Условный (расчетный) диаметр аппарата, м	1,13
Расчетное расстояние от тарелки с центробежными элементами до оси штуцера выхода газа, м	0,850
Действительное расстояние от тарелки до оси штуцеора входа газа, м	0,905
Условие соответствия	0,905˃0,850
Расчетное расстояние от оси штуцера входа газа до защитного листа, м	0,510
Действительное расстояние от оси штуцера входа газа до защитного листа, м	0,695
Условие соответствия	0,695˃0,510

 

4.1.6 Безгидрозатворный слив жидкости с завихрителем в патрубке газа

Расчетный диаметр завихрителя, м	0,10
Длина завихрителя, м	0,15
Расстояние от конца лопаток завихрителя до обреза трубы безгидрозатворного слива, м	0,055

 

Рисунок 4.3 –

 

4.1.7 Условие обеспечения движущей силы безгидрозатворного слива жидкости с циклоном.

Перепад давления на сепарационной тарелке с центробежными элементами, Рт, мм вод .ст.	90,65
Скорость газа в центробежных элементах, м/с	2,62
Разряжение в циклоне, Рц, мм вод. ст.	96,51
Фактический диаметр штуцера входа газа, м	0,288
Скорость газа в штуцере входа, м/с	13,92
Фактор скорости в штуцере входа газа	74,7
Необходимое условие обеспечения движущей силы безгидрозатворного слива Рц ˃ Рт	96,51 ˃ 90,65

 

4.1.8 Безгидрозатворный слив жидкости с циклоном

Расчетный диаметр циклона, м	0,26
Высота циклона, м	0,78
Диаметр патрубка входа газа в циклон, м	0,104
принято	Тр.114х5
Зазор между отражателем и корпусом циклона, м	0,013
Расстояние от верхнего кольца циклона до оси патрубка входа газа, м	0,26
Внутренний диаметр трубы безгидрозатворного слива, м	0,05
принято	Тр.57х3,5
Количество труб безгидрозатворного слива, шт.	1
Скорость слива жидкости с учетом движущей силы безгидрозатворного слива, м/с	˃0,25

 

4.2 Расчет массобменной секции

Массообменная секция включает в себя: регулярную пластинчатую насадку конструкции ЦКБН, распределитель жидкости, газораспределительную насадку.

Исходные данные для расчета массообменной секции:

Секундный расход газа в рабочих условиях, м3/с	0,905
Массовая доля содержания ДЭГа, %	99,20
Массовый расход абсорбента (ДЭГа), кг/ч	1000
Плотность ДЭГа, кг/м3	1105
Удельная поверхность насадки, м2/м3	264
Относительная площадь свободного сечения насадки, м2/м2	0,88
Эквивалентный диаметр каналов насадки, м	0,04
Высота пакета насадки, м	0,22
Удельная поверхность газораспределительной насадки, м2/м3	135
Высота пакета газораспределительной насадки, м	0,15

 

4.2.1 Результаты расчета массообменной секции

Массовая доля содержания нДЭГа, %	97,68
Допустимый фактор скорости газа в сечении насадки	4,7
Максимальная скорость газа в сечении насадки, м/с	0,876
Фактическая плорщадь сечения колонны, м2	1,13
Фактическая скорость газа в сечении колонны (насадки), м/с	0,8
Фактический фактор скорости газа в сечении колонны	4,29
Отношение массового расхода ДЭГа к массовому расходу газа, (кг/ч)/(кг/ч)	0,011
Площадь свободного сечения насадки, м2	0,994
Скорость газа в свободном сечении насадки (отверстиях), м/с	0,91
Критерий Рейнольдса	85199
Высота насадки, эквивалентная единице переноса, м	1,11
Число единиц переноса (графич.), шт.	3,19
Число теоретических тарелок (графич.), шт.	1,7
Коэффициент запаса	1,05
Расчетная высота насадки, м	3,72
Расчетное число пакетов, шт..	16,9
Принятое число пакетов, шт.	17
Высота насадки, м	3,74
(конструктивная)	(3,774)
Гидравлическое сопротивление орошаемой насадки высотой 1 м, мм.водн.ст./м	Не более 50
Гидравлическое сопротивление массообменной насадки высотой 3,96 м, мм.водн.ст.	198
Гидравлическое сопротивление газораспределительной насадки высотой 0,3 м, мм вод. ст.	15
Коэффициент неучтенных потерь	1,1
Гидравлическое сопротивление массообменной секции, мм вод. ст.	234,3
Унос жидкости на фильтрующую секцию, г/м3	0,0012

 

4.2.2 Результаты расчета полуглухой тарелки

Внутренний диаметр патрубков глухой тарелки, м	0,207
Количество газовых патрубков, шт.	4
Скорость газа в патрубках глухой тарелки, м/с	6,59
Номинальный уровень жидкости на глухой тарелке, м	0,3
Скорость движения жидкости на глухой тарелке, м/с	0,00026
Фактическое время пребывания жидкости на глухой тарелке, мин.	19
Допустимое время пребывания жидкости, мин	3
Коэффициент гидравлического сопротивления глухой тарелки	2
Гидравлическое сопротивление глухой тарелки, мм вод.  ст.	127,6

 

4.2.3 Результаты расчета выходной сепарационной секции на базе фильтрующих элементов.

Критическая скорость газа в фильтрующих элементах, м/с	0,056
Расчетная площадь фильтрующих элеметнов, Fp, м2	16,2
Расчетное количество фильтрующих элементов, шт.	46
Диаметр аппарата, м	1,2
Действительное количество фильтрующих элементов, шт.	54
Действительная площадь фильтрующих элементов, Fд, м2	18,9
Размеры фильтрующего элемента, м,:
длина	1,1
Приведенный наружный диаметр	0,1
Диаметр входного отверстия	0,064
Условие нормальной работы аппарата Fд ˃ Fр	18,9˃16,2
Гидравлическое сопротивление фильтрующих элементов (чистых), МПа	0,0014
Гидравлическое сопротивление загрязненных фильтрующих элементов, МПа	0,006
Суммарное гидравлическое сопротивление маслообменной и фильтрующей секций, МПа	0,00374
Высота гидрозатвора в трубе слива жидкости с фильтров (чистых), Нг, мм ст. жид.	2023
Высота трубы слива от максимального уровня жидкости до полотна с фильтрующими элементами, Нтр, мм	7220
Необходимое условие работы труб слива Нг ˂ Нтр	2023˂7220
Унос ДЭГа из аппарата, г/1000 м3, не более У = f(Тs, П)	0,2

 

4.2.4 Результаты расчета штуцеров аппарата

Диаметр штуцера входа (выхода) газа, м	0,3
Фактическая скорость газа в штуцере входа (выхода) газа, м/с	12,8
Коэффициент гидравлического сопротивления штуцера входа газа	1,2
Гидравлическое сопротивление штуцера входа газа, мм вод. ст.	287,23
Коэффициент гидравлического сопротивления штуцера выхода газа	0,5
Гидравлическое сопротивление штуцера выхода газа, мм вод. ст.	120,3

 

4.2.5 Результаты расчета гидравлического сопротивления аппарата

Полное гидравлическое сопротивление аппарата, мм вод. ст. (МПа)	1274 (0,01274)
Коэффициент неучтенных потерь	1,2

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

На основании проведенного технологического расчета в качестве абсорбера принят вертикальный аппарат диаметром 1200 мм по чертежу ГП 365.04.01 с сохранением диаметра, высоты и положения штуцеров и состоящий из трех секций: входной сепарационной, массообменной и выходной сепарационной.

Входная сепарационная секция выполнена на базе новых сепарационных элементов и с завихрителем в штуцере входа газа для безгидрозатвороного слива жидкости.

Над входной сепарационной секцией взамен глухой тарелки установлена газораспределительная тарелка с паровыми патрубками в количестве 4х шт. диаметром 219 мм.

В массообменной секции взамен существующих контактных тарелок на все сечение аппарата установлена регулярная пластинчатая насадка конструкции ДАО ЦБКН с рифлением листа.

Высота насадки составляет 3,774 м,

Количество пакетов насадки – 17 шт.

Высота одного пакета насадки – 0,222 м.

Удельная поверхность насадки составляет 264 м²/м³.

Над верхним пакетом насадки размещен распределитель жидкости.

Под люком-лазом «У», расположенным под фильтрпатронами на все сечение аппарата установлена газораспределительная секция, состоящая из двух пакетов регулярной пластинчатой насадки, каждый высотой 0,15 м.

Удельная поверхность газораспределительной насадки – 135 м²/м³.

Выходная сепарационная секция установлена над газораспределительной насадкой. Секция выполнена в виде тарелки с установленными над ней фильтрующими элементами по чертежу ГПР 1943 с электроплазменной обработкой материала. Расчетный унос ДЭГа из аппарата не более 0,2 г/1000 м³. Технологический расчет абсорбера проведен на условиях летнего режима работы в компрессорный период эксплуатации.

Объемная производительность аппарата по газу составляет 3,44 млн м³/сут, температура газа 30 ºС, давление осушки – 4,1 МПа, температура точки росы осушенного газа – минус 15 ºС при давлении 4,0 МПа.

Массовая доля содержания рДЭГа – 99,2 %.

Массовый расход ДЭГа – 1000 кг/ч.

Расчет абсорбера осушки выполнен исходя из технологии двухступенчатой осушки: первая ступень – впрыск н ДЭГа в поток газа до ДКС (перед фильтр-сепаратором); вторая ступень – осушка газа в абсорбере рДЭГом.

Полученные результаты расчета по температуре точки росы при температуре газа 30 ºС будут уточнены в процессе испытаний модернизированного аппарата. По результатам промышленных испытаний аналогичных аппаратов диаметром 1800 мм вынос ТЭГа на фильтр патроны составляет 0,33 г/1000 м³, общий унос гликоля из абсорбера – 1,13 г/1000 м³.

Фактические параметры по выносу жидкости на фильтрующие элементы и унос из модернизированного абсорбера будут уточняться в процессе его испытаний. При подтверждении в результате испытаний выноса жидкости на фильтрующую секцию до значения не более 3 г/1000 м³ газа аппарат испытывается без тарелки с фильтрующими элементами.

Общее гидравлическое сопротивление модернизированного аппарата составляет 0,01274 МПа.

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1       Телишева, К.С., Стародуб, М.В. Абсорбционная осушка газа //

Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 3−4. –

С. ?Укажите на каких страницах статья

2       Мильштейн, Л. М. Нефтегазопромысловая сепарационная техника :

справочное пособие / Л. М. Мильштейн, С. И. Бойко, Е. П. Запорожец. –

Москва : Недра, 1991. − 240 с. ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Надым». Остальные источники оформите таким же образом, обязательно указав количество страниц источника

3. Технологический регламент УКПГ-8 Медвежинского месторождения, — г. Надым, 2019.
4. Александров, И. А. Ректификационные и абсорбционные аппараты: учебное пособие для студентов вузов / И.А Александров. — Москва: Химия, 1978. — 277 с.
5. Гриценко, А. И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России/ А. И. Гриценко [и др.] — Москва: Недра, 1999. — 473 с.
6. Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсатных месторождений [Электронный ресурс]/ Н. Л. Шешуков//DocPlayer.ru. — 2013.
7. Крец, В. Г. Основы нефтегазового дела: учеб. пособие / В. Г. Крец, А. В. Шандрина; ТПУ. — Томск: ТПУ, 2010. — 182 с.
8. Жданова, Н. В. Осушка углеводородных газов/ Н. В. Жданова, А. Л. Халиф — Москва: Химия, 1984. — 189 с.
9. Жданова Н. В., Халиф А. Л. Осушка природных газов — 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1975.
10. Бородина И, И., Нам И. К. — В кн.: — Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгаэпром, 1980.
11. Хорошилов В. А. и др. — В кн.: Переработка газа и газового конденсата„ ВНИИЭгаэпром, 1975.
12. Катц Д. Л. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М., Недра, 1965.
13. Бык С.Ш., Макагон Ю. Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. М., Химия, 1980.
14. Коротаев Ю. П., Кулиев А. М„ Мусаев Р. М. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М., Недра, 1973.
15. Краснов А. А., Клименок Б. В. — Нефтехимия, 1973.
16. Агаева С. М. и др. — В кн.: Переработка газа и газового конденсата. ВНИИЭгаэпром, 1972.
17. Гухман Л. М., Изосимова И. П. — В кн.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата, М., ВНИИгазпром, 1981.
18. Попов В. И., Семенова Т. В. Способы осушки природного газа абсорбентом. М., ВНИИЭгазпром, 1974.
19. Ключева С. К. и др. — В кн.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1979.
20. Расулов А. И., и др. — В кн.: Переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1976.