Техническая характеристика пылеуловителя ГП604

Пропускная способность, м³/ч..............0,833-10⁶

млн, м³/сут.......................................................20

Давление, МПа..................................................7,5

Температура, К..........................................253-353

Размеры, мм: высота…...................................9500

ширина.............................................................3400

ОСУШКА ГАЗА И БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАННЕМ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды. При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсируется влага и образуются кристаллогидраты, в результате чего снижается его пропуск­ная способность. Максимальное содержание влаги в газе (в г на 1 м³ сухого газа) приближенно определяют по гра­фику (рис. 3.5) при температуре 20.°С и давлении 0,1013 МПа.

Максимальное содержание влаги (при полном насыще­нии) зависит от состава газа, возрастая с увеличением содержания тяжелых углеводородов, сероводорода и угле­кислого газа и снижаясь с повышением содержания азота.

Условия образования гидратов природных газов с раз личной относительной плотностью можно определить по графику (рис. 3.6), на котором слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа - зона без гидратов.

Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа по­вышает температуру гидратообразования.

Зону возможного гидратообразования в газопроводе длиной l находят следующим образом. Определяют тем­пературу газа t_г, давление р_г, температуру гидратообразования t_г..0 и точку росы. Полученные значения наносят награфик (рис. 3.7). Участок, на котором температура газаниже кривой гидратообразования, представляет собой возможного гидратообразования (на рис. 3.7 заштрихована). Точка росы определяется обычно путем охлажде­ния газа до температуры конденсации водяных паров. Гидраты, образующиеся в скважинах, шлейфах, газопро­водах или аппаратах, разрушаются при снижении давле­ния или увеличении температуры в системе в том месте, где произошло образование гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового спиртов, гликолей. аммиака и хлористого кальция. Аммиак применяют редко, так как он реагирует с углекислым гамом, который содер­жится в природном газе, и образует осадок углекислого аммония, забивающего запорную арматуру.

Необходимое количество метанола рассчитывают сле­дующим образом.

1. Определяют количество воды, выделившейся из газа за сутки, q_в = (m_tp-m_ti), где m_tp и m_ti- содержа­ние влаги при температуре точки росы t_р и фактической температуре t_i газа в газопроводе (см. рис. 3.5); Q - рас­ход газа.

2. По заданным параметрам газа, давлению и относи­тельной плотности определяют температуру образования гидратов t_г (см. рис. 3.6). Требуемое снижение точки росы по углеводородам рассчитывают по формуле = t_r – t_i.

3. По графику (рис. 3.8) определяют минимальное со­держание метанола в жидкости М_ж для температуры .

4. Находят отношение содержания метанола в парах к его содержанию в жидкости К_м, по графику рис 3.9.

5. Рассчитывают концентрацию метанола в газе К_{м. г} = К_мМ_ж

6. Определяют количество метанола, необходимое для насыщения жидкости, G_{м. г},= q_вМ_ж(100-М_ж)

7. Определяют количество метанола, необходимое для насыщения газа,

G_{м. ж},= К_{м. г}Q

8. Находят общий расход метанола G_M = G_м._ж + G_м.р.

Пример 3.1. Определить количество метанола, необходимое для предотвращения образования гидратов, при следующих условиях: пропускная способность газопровода Q = 30 млн. м³/сут; среднее давлениер_ср = 3,8 МПа; относительная плотность по воздуху = 0,6; температура насыщения газа парами воды t_р = 305 К; минимальная температура газа в газопроводе t_i = —2 °С.

Рис 3.8. График понижения точки замерзания жидкости

в зависимости от содержания метанола.

Рис. 3.9. График содержания метанола в паровой

и жидкой фазах в зависимости от давления р

и температуры t газа.

Решение

1. Количество воды, выделившейся из газа за сутки при охлаждении от 32 до - 2 °С: q_в = (1 - 0,15) 30*10⁶ = 25,5*10⁶ г/сут.

2. Температура образования гидратов и необходимое снижение точки росы соответственно: t_r = 12 °С и t_р = 12 - ( - 2)= 14°С.

3. Содержание метанола в жидкости (см. рис. 3.8) M_ж = 26 % .

4. Отношение содержания метанола в газе и воде (см. рис. 3.9)

К_м = 0,016%.

5. Концентрация метанола в газе Км. г = 26*0,016 = 0,416 г/м³.

6. Количество метанола, необходимое для насыщения жидкости

G_{м. ж} =

7. Количество метанола, необходимое для насыщения газа

С_м.р= 0,416*30*10⁶ = 12,5*10⁶ г/сут.

8. Общий расход метанола G_M = 8,92 + 12,5 = 21,42 т/сут.

ОСУШКА ГАЗА ТВЕРДЫМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ

Существуют два способа осушки природного и попут­ного газов: твердыми поглотителями (адсорбция) и жид­кими поглотителями (абсорбция).

Преимущества жидких поглотителей по сравнению с твердыми сорбентами заключаются в следующем: низкие перепады давления в системе очистки; возможность очистки газов, в которых содержатся вещества, отравляющие твер­дые сорбенты; меньшие капитальные вложения и эксплуа­тационные расходы. Однако степень осушки при исполь­зовании жидких поглотителей меньше, чем при исполь­зовании твердых сорбентов, а температура осушаемого газа должна быть выше О °С, кроме того, при наличии в осушаемом газе некоторых тяжелых углеводородов происходит вспенивание поглотителей.

Для осушки газа на промышленных установках при­меняют силикагель (наиболее распространенный осуши­тель), алюмогель, активированный боксит (флорид) и молекулярные сита.

Установки адсорбционной осушки имеют 2 - 4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из трех последовательных стадий: адсорбции продолжительностью 12 - 20 ч; регенерации адсорбента в течение 4 - 6 ч и охлаждения адсорбента в течение 1 - 2 ч.

Газ после сепаратора 1 (рис. 3.10), где происходит его очистка от механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, поступает в адсорбер с регенерированным осушителем поглощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из адсор­бера направляется в магистральный газопровод. Часть сырого отсепарированного газа подается в подогреватель, азатем в адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации. Горячий газ после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепаратор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся при охлаждении газа. После отделения влаги газ сливается с основным потоком сырого газа и направляется на осушку. Охлаждение адсорбента проводят холодным осушенным газом.

В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы (-40 °С и ниже).

Рис. 3.10.Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями: 1 - сепаратор: 2 и 7 - слив воды; 3 - подогреватель; 4 и 5 - адсор-беры; 6 - сепаратор; 8 - теплообменник; l - влажный газ; ll - осушен-ныйгаз; lll - обводная линия

Количество адсорбента, необходимое для осушки газа

G = (3.1)

где V_H - количество поступающего на осушку газа, приведенного к 20 °С и 0,1013 МПа, м³/сут; т_н, т_к – содержание влаги соответственно во влажном и осушенном газе, кг/м³; - продолжительность поглощения, ч; а = 0,044 - 0,05 активность адсорбента.

ОСУШКА ГАЗА ЖИДКИМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ

На большинстве промыслов осушку газа выполняют жидкими поглотителями. Для абсорбционной осушки газа применяют в основном диэтиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушке впрыском как ингибитор гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ).

Свойства химически чистых гликолей приведены в табл. 3.3, а технические условия на товарные гликоли, вы пускаемые отечествен ной промышленностью , в табл. 3.4.

При осушке газа жидкими поглотителями (рис. 3.11) газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скрубберной секции абсорбера, осушается раствором гликоля. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию.

Таблица 3.3

Свойства химически чистых гликолей

Таблица 3.4

Технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью

где от него отделяются капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод. Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в десорбере.

В промышленности приходится иметь дело с водными растворами гликолей (рис. 3.12).

Количество свежего раствора поглотителя, необходи­мого для осушки газа до заданной точки росы, определяют поформуле G = m_x2/(x₁ - x₂), где т_х2 - количество извлекаемой из газа влаги; x₁ и x₂ - массовая доля гликоля соответственно в свежем и насыщенном растворах.

На практике разность между концентрациями свежего и насыщенного растворов принимают равной 3 - 4 %.

Пример 3.3. Определить количество циркулирующего раствора ДЭГ, необходимого для осушки 50000 м³/ч газа, относительная плотность которого равна 0,6; температура контакта 25 ^оС; газ находится в стадии насыщения водяными парами; давление 5 МПа; точка росы осушенного газа должна быть -5 °С, концентрация свежего ДЭГ на на 5 ^оС выше концентрации насыщения раствора, содержание влаги я в осушенном газе 0,1 г/м³.

Решение:

1. Определяем количество извлекаемой из газа влаги. По графику на рис. 3.5) содержание влаги во влажном газе равно 0,6 г/м³, тогда

m_x2 =

Рис. 3.11. Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями:

1 - абсорбер; 2 - выветриватель; 3 - отпарная колонна (десорбер); 4 - теплообменник; 5 - кипятильник; б - холодильник; 7 - промежуточная емкость; 8 -насос; l — сырой газ; ll - осушенный газ; III - газы выве тривания; IV - водяной пар; V - регенерированный абсорбент; VI – свeжий абсорбент; VII – газовый конденсат.

Таблица 3.5

Значения точек росы (в °С) влажных природных углеводородных газов

Продолжение таблицы 3.5

3. Насыщенный раствор имеет концентрацию 96 - 3 = 93 %.

4. Количество свежего раствора ДЭГ

5. Плотность химически чистого ДЭГ равна 1118 кг/м³, а плот ность свежего 96 %-го водного раствора составляет 0,96*1118 + + 0,04*1000= 1113 кг/м³.

6. Объем циркулирующего раствора 775/1113 = 0,695 м³/ч.

7. В пересчете на 1 кг извлекаемой воды приходится свежего раствора 0,695/25 = 0,028 м³/кг.

На промышленных установках осушки газа расход циркулирующего раствора составляет 0,03 - 0,05 м³/кг извлекаемой воды.

Конденсат из сепараторов собирается в емкости выве­тривания, в которой поддерживается давление 1,5— 3 МПа, а насыщенный гликоль подается на регене­рацию.

Значения точек росы влажных углеводородных газов приведены в табл. 3.5.

НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ СЕПАРАЦИЯ

Осушка и извлечение конденсата из газа, добываемого на газоконденсатных месторождениях, совмещаются в од­ном процессе - низкотемпературной сепарации (НТС). При охлаждении газа за счет дросселирования и примене­ния установок искусственного холода или турбодетандеров одновременно выделяются углеводород и влага. Для борьбы с образующимися гидратами в поток сырого газа перед теплообменниками «газ-газ» впрыскивают метанол или гликоли. Точка росы по влаге определяется темпера­турой и концентрацией гликоля на выходе теплообмен­ника. Схема линии промысловой установки НТС произво­дительностью 4 млн. м³/сут с использованием установки искусственного холода изображена на рис. 3.13. Газ при температуре 40 °С и давлении 5,5 МПа поступает в трубное пространство теплообменников, в которых охлаждается обратным потоком газа до температуры -5 °С. В результате изобарического охлаждения прямого потока тяжелые углеводороды отделяют от газа в сепараторах С-1 и С-2. В сепараторе первой ступени С-1 отделяются конденсат и влага, выделившиеся из газа от пласта до сепаратора. В сепараторе второй ступени С-2 отделяется смесь кон­денсат-гликоль. Далее газ поступает в трубное про­странство испарителя, в котором в результате теплообмена между кипящим хладагентом и газом последний охла­ждается до температуры -12 °С. Выделившаяся жидкость отводится из сепаратора С-3 на разделение, а очищенный и осушенный холодный газ, после теплообменников нагретый до температуры 30 - 35 ^оС, о давлением 5,3— 5,4 МПа поступает в магистральный газопровод.

Для вырабатывания холода на установках НТС применяют пропановый АТП-5-5/3 и аммиачный AT KA-545-4000-1 турбокомпрессоры.

Парообразный аммиак (рис. 3.14) из испарителей уста­новки НТС с давлением 0,18 МПа и температурой от -23 до -18 °С направляется на холодильную установку и в сухой отделитель жидкости ОЖ-2, после чего компримируется в компрессоре. Сжатый парообразный аммиак смешивается с потоком парообразного аммиака из про­межуточной емкости ПСГ-250, после чего еще раз компримируется и подается в воздушный конденсатор. Сконденсировавшийся аммиак направляется в линейные ресиверы и далее через испарители на установку НТС.