Основы нефтегазового дела (стр. 14 )

В газе при повышенном давлении уменьшается содержа­ние влаги, что, естественно, приводит к снижению количе­ства циркулирующего раствора сорбента, необходимого для осушки газа до заданной точки росы. Увеличение температу­ры контакта газ — сорбент приводит к росту парциального давления водяных паров над сорбентом, снижению поглоти­тельной способности последнего и повышению точки росы осушенного газа. Уменьшение температуры контакта газ — сорбент оказывает обратное действие, т. е. снижает точку росы осушенного газа. Однако при осушке газа жидкими сорбентами не рекомендуется применять температуру ниже 303 К в связи с повышением вязкости сорбентов и значи­тельной трудностью их перекачки. Кроме того, при увеличе­нии вязкости сорбента одновременно несколько снижается его поглотительная способность.

На поглотительную способность сорбента паров воды из газа большое влияние оказывает его концентрация: чем выше концентрация, тем ниже точка росы осушенного газа. Кон­центрация сорбента обычно колеблется в зависимости от требуемой степени осушки в пределах 90— 100 %.

При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа. Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше потерь ДЭГ вследствие более низкой упругости паров ТЭГ [39].

На рис. 4.16 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.

Экономичность работы абсорбционных установок в зна­чительной степени зависит от потерь сорбента. Для сниже­ния этих потерь в первую очередь необходимо строго под-держивать расчетный температурный режим десорбера, тща­тельно сепарировать газ и водяной пар на выходе соответ­ственно из абсорбера и десорбера и по возможности исклю­чить пенообразование при контакте с абсорбентом за счет специальных добавок.

Адсорбент — это твердый поглотитель влаги. В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности при­меняют активированную окись алюминия или боксит, кото­рый на 50 — 60 % состоит из А12О3. Активизируется боксит при температуре 633 К в течение 3 ч без доступа воздуха. Поглотительная способность боксита составляет 4 — 6,5 % от массы. Преимущества адсорбции: низкая точка росы газа; простота регенерации поглотителя; компактность, простата конструкции и низкая стоимость установки. Боксит поставля­ется в гранулах диаметром 2 — 4 мм. Насыпная масса состав­ляет 800 кг/м3. Продолжительность работы бокситовой заг­рузки больше года. Скорость прохождения газа через акти­вированный боксит равна 0,5 — 0,6 м/с.

Схема установки осушки газа твердым поглотителем изоб­ражена на рис. 4.17. Влажный газ через сепаратор поступает в адсорбер, где проходит через несколько слоев активирован­ного боксита, насыпанного на тарелки с перфорированным основанием. Толщина одного слоя не превышает 60 см. Про­ходя через боксит, газ освобождается от влаги и направляет­ся в газопровод. После определенного промежутка времени в зависимости от загрузки твердого поглотителя и объемной скорости газа (этот промежуток времени обычно составляет 12— 16 ч) адсорбер переводят на восстановление (регенера­цию), а газ переключают на второй адсорбер, который уже прошел регенерацию. Боксит регенерируют (осушают), про­дувая через него горячий газ. При этом из боксита выделяет­ся вся влага, поглощенная им из газа в процессе осушки.

Регенерацию боксита проводят следующим образом (на рис. 4.17 на регенерацию боксита переведен правый адсор­бер). При пуске адсорбера на регенерацию определенное количество газа, требуемое для заполнения системы регене­рации, отводят от линии сухого газа через регулятор давле­ния РД (при давлении, несколько большем 0,1 МПа). Этот газ поступает сначала в холодильник и далее в сепаратор. Газодувкой под давлением не более 3 кПа газ подается в подогре­ватель, где он нагревается до температуры 473 К, и далее поступает в адсорбер, в котором регенерируют боксит. По выходе из адсорбера нагретый насыщенный газ поступает в холодильник, а затем в сепаратор, где отделяется влага, погло­щенная в адсорбере. В результате повторных циклов регене­рирующего газа (газодувка — подогреватель — адсорбер — холодильник — сепаратор — газодувка) боксит осушается и может снова поглощать воду из газа.

Для глубокой осушки применяют молекулярные сита, обыч­но называемые цеолитами. Цеолиты представляют собой слож­ные неорганические полимеры с кристаллической решет­кой. Форма кристалла цеолита — куб. На каждой из его шести сторон выполнены щели, через которые влага прони­кает во внутреннее пространство. Каждый цеолит имеет свой размер щелей, образованных атомами кислорода (от 3 ∙10 -7 до 10∙10 -7 мкм). Благодаря этому цеолиты способны сорбировать в основном мелкие молекулы, т. е. при адсорбции происходит отсеивание более мелких молекул от более крупных. Мелкие молекулы проникают во внутреннее про­странство кристалла и застревают в нем, а крупные молеку­лы не проходят и, следовательно, не будут сорбироваться. Цеолиты, применяемые в виде порошка или гранул с разме­рами до 3 мм, обладают высокой пористостью (до 50 %) и огромной поверхностью пор. Их активная поглотительная способность достигает 14— 16 г воды на 100 г цеолита при парциальном давлении 50 Па и превышает активность силикагеля и оксида алюминия почти в 4 раза. Необходимо отметить высокую поглощающую способность цеолитов при низкой относительной влажности газа или при малом пар­циальном давлении водяных паров, что обеспечивает осуш­ку газа до очень низкой точки росы (до 173 К).

Преимуществом молекулярных сит является их хорошая поглотительная способность при высоких температурах (до 373 К она уменьшается весьма незначительно). В то же вре­мя поглотительная способность силикагеля и боксита уже при температуре 311 К снижается в несколько раз, а при температуре 373 К практически равна нулю.

Для регенерации молекулярных сит используется сухой газ, нагретый до 473 — 573 К, который пропускают через слой цеолита в направлении, обратном движению газа при осуш­ке. При глубокой осушке газа с большой начальной влажно­стью возможна двухступенчатая схема с применением обыч­ных осушителей (гликолей и бокситов) и молекулярных сит. Цеолиты выдерживают до 5000 циклов, теряя при этом около 30 % своей поглотительной способности.

Охлаждение широко применяется для осушки газа, выделе­ния конденсата из газа газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также для полу­чения индивидуальных компонентов газа, выделения из при­родного газа редких газов, сжижения газов и т. д. Низкотем­пературный способ разделения газов позволяет в зависимости от глубины охлаждения извлекать от 80 до 100 % тяжелых углеводородов и осушать газ при транспортировке однофазно­го компонента до необходимой точки росы по влаге и углево­дородам. На практике применяют низкотемпературную сепа­рацию (НТС), при которой получают относительно невысокие температуры как за счет использования пластового давления, так и искусственного холода. Детандер (поршневой или тур­бинный) позволяет получить более глубокое охлаждение газа, а также продлить срок службы установок НТС. Применение искусственного холода (холодильных машин) в установках НТС позволяет обрабатывать газ до конца разработки месторожде­ния, но при этом капитальные вложения в обустройство про­мысла увеличиваются в 1,5 — 2,5 раза [39].

Принципиальная технологическая схема НТС приведена на рис. 4.18. Сырой газ из скважины поступает на установку комплексной подготовки, где после предварительного дроссе­лирования (или без него) направляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения от капельной жидкости. Затем газ направляется в теплообменник 5 для охлаждения газом, по­ступающим в межтрубное пространство из низкотемператур­ного сепаратора 7. Из теплообменника газ поступает через эжектор 6 или штуцер в низкотемпературный сепаратор 7, в котором за счет понижения температуры в теплообменнике и на штуцере (эжекторе) выделяется жидкость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает продукцию сква­жины и направляется в промысловый сборный коллектор. Нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора (на­пример, диэтиленгликоля ДЭГ), предотвращающий образова­ние гидратов, из сепаратора первой ступени 3 поступают в конденсатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разделение конденсата и водного раствора ДЭГа. Затем кон­денсат через теплообменник 9 подается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор ДЭГа направляется через емкость 11 и фильтр 12 для очистки от механических примесей в регенерационную установку 13, после чего регенерированный гликоль из установки с помо­щью насоса 19 подается в шлейфы для предотвращения обра­зования гидратов в них. Поток нестабильного углеводородно­го конденсата и водного раствора ДЭГ направляется в разде­лительную емкость 15 через межтрубное пространство тепло­обменников, где охлаждает нестабильный конденсат, посту­пающий из емкости 10 для впрыскивания в газовый поток.

Водный раствор гликоля через фильтр поступает в уста­новку регенерации 14, после чего насосом 19 подается в газовый поток перед теплообменником 5. Конденсат из раз­делительной емкости 15 направляется через межтрубное про­странство теплообменника 18 в деэтанизатор 16. Установка деэтанизации состоит из тарельчатой колонны, печи 17 и теплообменника 18. Заданная температура в нижней части деэтанизатора поддерживается с помощью теплообменника18, в котором стабильный конденсат (нижний продукт деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры 433 К, отдает тепло насыщенному конденсату, поступающему из емкости 15. Охлажденный стабильный конденсат подается в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного нестабильного конденсата на верхнюю та­релку стабилизатора. В этом случае деэтанизатор работает в режиме абсорбционноотпарной колонны.

Если предусматривается транспортировка конденсата в же­лезнодорожных цистернах, то стабилизация конденсата про­водится в ректификационной колонне, работающей в режи­ме либо частичной, либо полной дебутанизации. Газ выветри­вания (дегазации) из емкости 15 и газ деэтанизатора 16 через штуцер поступает в общий поток.

Если давление невысокое, то предусматривают компрес­сор 8. Газ дегазации из емкости 10 также возвращается в общий поток. Периодический контроль за дебитами газа и жидкости осуществляется с помощью сепаратора 1, на вы­кидной линии которого установлены замерная диафрагма и конденсатосборник-разделитель 2 со счетчиками.

Если на устье скважины температура газа достаточно вы­сокая и на его пути до газосборного пункта гидраты не образуются, то схема подготовки газа упрощается. На период добычи, когда требуются дополнительные источники холода на установке НТС для обеспечения требуемой точки росы газа, в схеме вместо штуцера устанавливают турбодетандер. При использовании турбодетандера эффект по снижению температуры в 3 — 4 раза больше, чем при обычном дроссели­ровании. В этом случае в схеме предусматривается сепаратор второй ступени, предназначенный для отделения жидкости от газа, поступающего в турбодетандер. Осушенный газ из межтрубного пространства теплообменника 5 поступает на прием компрессора, установленного на одном валу с турбодетандером, и далее в промысловый коллектор.

Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями. В частности, дополнительно к теп­лообменнику 5 устанавливают воздушный или водяной холо­дильник. По мере снижения пластового давления для поддер­жания постоянной температуры сепарации газа на установках НТС требуется последовательное увеличение поверхности теп­лообменников, что приводит к необходимости перестройки установки. Однако наступает такой период, когда это становится нерациональным. В таком случае производится охлажде­ние либо применяют другие способы подготовки газа.

Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважи­ны. В проектах разработки за оптимальное давление сепара­ции на газоконденсатных месторождениях принимается дав­ление максимальной конденсации, которое для каждого со­става газа определяется экспериментальным путем. Для обес­печения однофазного движения газа по магистральному газо­проводу температура сепарации выбирается с учетом тепло­вого режима работы газопровода.

Природный газ, очищенный от сероводорода, не имеет ни цвета, ни запаха. Поэтому обнаружить утечку газа довольно трудно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и исполь­зования газа, его одорируют, т. е. специально придают резкий и неприятный запах. Для этой цели в газ вводят одоранты, к которым предъявляются следующие требования. Продукты сго­рания одорантов должны быть физиологически безвредными, достаточно летучими (низкая температура кипения), не долж­ны вызывать коррозию, химически взаимодействовать с газом, поглощаться водой или углеводородным конденсатом, сильно сорбироваться почвой или предметами, находящимися в поме­щениях. Одоранты должны быть недорогими. Этим требовани­ям в наибольшей степени удовлетворяет этилмеркаптан. Одна­ко при его использовании следует учитывать все присущие ему недостатки. Так, по токсичности он равен сероводороду. Поэтому если газ идет на химическую переработку, то необхо­димо проводить очистку от меркаптана, так как меркаптан отравляет катализаторы. Этилмеркаптан химически взаимодей­ствует с оксидами металлов, вследствие чего при транспорте одорированного газа запах его постепенно ослабевает [37].

Кроме этилмеркапатана также используют сульфан, метил-меркаптан, пропилмеркаптан, калодорант, пенталарам и др. В качестве одоранта применяют смесь меркапатнов, получаемых при очистке природного газа с высоким содержанием серы и сернистых соединений. Одоризацию газа проводят на головных сооружениях газопровода и газораспределительных станциях. Концентрация паров одоранта в газе должна быть такой, чтобы резкий запах ощущался при объемной концентрации газа, не превышающей 1/5 от нижнего порога взрываемости. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана составляет 16 г на 1000 м3 газа. В летнее время расход одоранта примерно в 2 раза меньше, чем зимой.

Устройства, при помощи которых одорант вводится в поток газа, называются одоризаторами. Различают капельные, испа­рительные, барботажные и полуавтоматические одоризаторы.

Капельными одоризаторами одорант вводится в газопровод каплями или тонкой струей (рис. 4.19). Одоризатор действует за счет перепада давления, создаваемого диафрагмой. Одорант из поплавковой камеры проходит через диафрагму, смотровое стекло и по трубке поступает в газопровод. В поплавковой камере все время сохраняется постоянный уровень. Расход одоранта можно изменять при помощи сменной диафрагмы.

Наибольшее распространение получили испарительные (фи­тильные) и барботажные одоризаторы.

Рассмотрим принцип действия испарительного одоризатора (рис. 4.20). В резервуар с одорантом частично погружены фланелевые полосы. Над поверхностью одоранта между фла­нелевыми полосами проходит газ и насыщается одорантом. Резервуар снабжен подогревателем (на схеме не показан). Температура одоранта, от которой зависит интенсивность испарения, а следовательно, и степень одоризации, поддер­живается терморегулятором.

Барботажный одоризатор представлен на рис. 4.21. Из га­зопровода 3 часть газа попадает в барботажную камеру 2, в которой происходит насыщение газа одорантом, поступаю­щим из расходного бака 13. При помощи поплавкового регу­лятора в барботажной камере поддерживается постоянный уровень. Отсюда газ через емкость одоризатора 17 поступает в газопровод за диафрагмой 1, создающей перепад давления для прохождения газа через одоризатор. Капли неиспарившегося одоранта, захватываемые газом из барботажной камеры, оседают на дно емкости 17. Накапливающийся там одорант сливается через кран 20. Регулирование степени одоризации осуществляется вентилем 19.

Однако для рассмотренных одоризаторов характерно от­сутствие прямой пропорциональной зависимости расхода одоранта от расхода газа, так как ввод одоранта происходит под действием меняющегося столба жидкости, не зависящего от количества проходящего газа. При колебании расхода в тече­ние суток часто приходится менять режим работы установки. Регулировку выполняют вручную игольчатым вентилем, поэтому точность дозирования зависит от опытности обслужи­вающего персонала.

На некоторых газораспределительных станциях внедрены полуавтоматические установки одоризации газа, которые просты по конструкции, надежны в работе и обеспечивают практи­чески полную пропорциональную зависимость расхода одоранта от расхода газа. Установка работает следующим обра­зом (рис. 4.22). На пути газового потока в газопроводе уста­новлена диафрагма 9, на которой создается определенный перепад давления в зависимости от расхода газа. Газ с давле­нием P1 до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создает давление р2 на столб одоранта, равное р1 — рgН0. Одорант из бачка 3 через фильтр 2 и калибровочное стекло 1 впрыскивается в газопровод за диафрагмой с давлением р2. Давление впрыскивания меняется в зависимости от количе­ства газа, проходящего через диафрагму, и этим достигается пропорциональность расхода одоранта и газа. Уровнемерное стекло 4 используется для наблюдения за расходом одоранта. Емкость 8, предназначенная для заполнения бачка деодоран­том, снабжена предохранительным клапаном 5. Давление заполнения бачка поддерживается редуктором 7 и контролиру­ется по манометру 6. При монтаже фланец с соплом крепит­ся к фланцу задвижки 10, что позволяет заменять и чистить сопла. Изменение степени одоризации достигается за счет изменения диаметра сопла. Степень одоризации определяет­ся хроматографическим методом

.

В составе природных газов многих месторождений содер­жатся сернистые компоненты и углекислый газ, так называ­емые кислые газы. Сернистые соединения отравляют катали­заторы в процессах переработки газа, при сгорании образу­ют SO2 и SO3, высокое содержание которых в воздухе опасно для человека и окружающей среды. Сероводород H2S и угле­кислый газ СО2 в присутствии воды вызывает коррозию сталь­ных труб, оборудования трубопроводов, компрессорных ма­шин и т. д. Их присутствие ускоряет гидратообразование. Требования к газу, поставляемому потребителю, по содержа­нию сернистых компонентов постоянно возрастают. В насто­ящее время допускается содержание H2S в природном газе не более 5,7 мг/м3, общей серы не более 50 мг/м3, углекисло­го газа СО2 до 2 %. Сернистые компоненты природного газа и в первую очередь H2S служат отличным сырьем для произ­водства серы. Из сероводорода природного газа получается наиболее чистая и дешевая сера. Степень чистоты так назы­ваемой газовой серы составляет 99,9 %. Современные про­цессы очистки природного газа связаны с производством серы и обеспечением чистоты воздушного бассейна.

Традиционные схемы очистки больших объемов газа вклю­чают процессы:

1) извлечения кислых компонентов, т. е. производство очи­щенного газа;

2) переработку кислых газов в серу;

3) очистку или сжигание отходящих газов;

4) очистку газов сгорания.

Для извлечения кислых компонентов из природного газа применяют главным образом абсорбционные регенеративные процессы. Кислые компоненты из газа извлекают в процессе химической или физической абсорбции. Затем при регенерации насыщенного абсорбента получают поток кислого газа, направляемый на установку производства серы.

В процессах химической абсорбции применяют водные ра­створы поглотителей, которые вступают в обратимую реакцию с кислыми компонентами природного газа. В качестве хими­ческих поглотителей используют моноэтаноламин, диэтаноламин, дигликольамин, растворы солей щелочных металлов, ра­створы солей аминокислот и др. Схема процесса, типичного для химической абсорбции, приведена на рис. 4.23 [38].

Часто применяют моноэтанолоаминовый процесс, характе­ризующийся высокой реакционной способностью поглотите­ля, его хорошей химической устойчивостью и небольшими капитальными вложениями. Реакцию взаимодействия моноэтанолоамина с сероводородом и углекислым газом можно представить следующими уравнениями:

Во избежание коррозии оборудования концентрация моноэтаноламина в растворе с водой не превышает 15 — 20 %.

При физической абсорбции кислых газов из потоков при­родного газа используются органические растворители: мета­нол, пропиленкарбонат, диметиловый эфир полиэтиленгликоля и др. Процессы физической абсорбции характеризуются высокой степенью насыщения абсорбента кислыми газами и соответственно низкими скоростями циркуляции поглотите­ля, низкими энергозатратами, небольшими габаритами и про­стотой оборудования.

Схема, типичная для процесса физической абсорбции, приведена на рис. 4.24. Выбор растворителя основан на со­ставе, температуре и давлении исходного газа, с учетом мето­да последующей его обработки и требований к качеству очи­щенного газа.

Вторая операция при очистке природного газа — получе­ние серы из сернистых соединений. При обработке больших потоков природного газа чаще всего используются различные модификации процесса Клауса, основанного на каталитичес­кой реакции кислорода воздуха с сероводородом, поступаю­щим из регенерационной колонны абсорбционных процес­сов, при повышенной температуре. Реакция Клауса протекает в две стадии по уравнениям

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19