Установки комплексной подготовки газа

РАЗДЕЛ VI. УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА 6.1. Основные принципиальные схемы подготовки газа Добываемые из газовых месторождений природные газы содержат наряду с углеводородами азот, углекислоту, сероводород, гелий, аргон, пары воды, капельную пресную и минерализованную воду, а также механические примеси — частицы породы и тампонажного цемента. Нередко с газом длительное время выносятся из пласта ингредиенты бурового раствора, проникшего в коллектор в процессе бурения скважины. Требования, предъявляемые к качеству природного газа, зависят от его назначения [32]. Рис. 5.1. Сепаратор с предварительным отбором газа и жалюзийными насадками: 1 — подводящий трубопровод; 2 — вилка для предварительного отбора газа; 3 — каплеуловитель; 4 — жалюзийные насадки; 5 — газопровод с регулятором давления; 6 — предохранительный клапан; 7 — корпус сепаратора; 8 — поплавок; 9 — пеногаситель; 10 — наклонные полки; 11 — диффузор Природный газ, поступающий в ЕСГ, должен содержать не более 2 г сероводорода на 100 м3 (при стандартных условиях) . Точка росы должна быть ниже температуры в газопроводе. Наиболее детально разработаны нормы содержания в природном газе паров воды. Согласно отраслевым стандартам, природный газ надо осушать в зависимости от времени года, климатического пояса, в котором проложен газопровод, и максимального давления в нем. Ниже приведены основные требования к степени осушки природного газа. Степень осушки природного газа Район............................................. Средней полосы Севера Точка росы, °С............................ -25 -10 -5 Время действия показателя...... 01.10-31.03 01.04Круглогодично 30.09 Несоблюдение требований, предъявляемых к качеству природного газа, приводит к порче оборудования, к большому перерасходу средств, а иногда и к авариям, убыток от которых не всегда поддается точному учету. Необходимо отметить, что некоторые компоненты природного газа в зависимости от конкретных условий могут переходить из категории вредных примесей в разряд ценных ингредиентов. Выбор системы сбора зависит от запасов и состава газа, от формы залежи, размещения и продуктивности скважин, пластового давления и многих других факторов. При выборе системы сбора и подготовки газа следует учитывать также, что со временем давление в залежи будет снижаться, состав газа и конденсата изменяться, а отбор газа из залежи постепенно нарастать и в разработку будут вводиться новые пласты. Поэтому на газовых промыслах не встречается одинаковых систем сбора, однако разработаны системы сбора и подготовки газа, типичные для определенных условий (рис. 4.8). Существуют следующие системы сбора газа: линейная, лучевая, кольцевая, групповая [7]. Линейная система применяется на вытянутых газовых месторождениях, не имеющих большого народнохозяйственного значения. Ее достоинство — простота и небольшие капитальные затраты. К недостаткам можно отнести неудобство обслуживания и применения устройств автоматического регулирования, трудности индивидуальной регулировки работы скважин, малую надежность системы. Лучевая система предполагает подключение скважин к газосборному пункту по индивидуальным шлейфам. Основное ее достоинство по сравнению с другими системами — надежность, удобство регулировки режима скважин, возможность автоматизации. Лучевые системы типичны для небольших газовых месторождений, приуроченных к брахиантиклинальным складкам. Кольцевая система характеризу-ется более высокой, чем линейная, надежностью сбора газа и пониженной металлоемкостью [36]. При линейной и кольцевой системах сбора газа обычно предусматривают установку около скважины сепараторов, метаноль-ных емкостей, расходомеров. Обслуживание их вызывает большие затруднения, особенно в условиях заболоченной местности и сурового климата. Многих из этих недостатков лишена групповая система. В этой системе газ и конденсат из скважин по индивидуальным шлейфам поступают на пункты промыслового сбора газа (ППСГ) или установки Рис. 5.2 Системы сбора газа: а — линейная; б — лучевая; в — комплексной подготовки газа кольцевая; г — групповая (УКПГ), где происходит очистка и частичная осушка газа, регулировка расхода, учет добываемой продукции. К основным достоинствам этой системы относятся независимость контроля и регулировки работы отдельных скважин, возможность полной автоматизации процессов, высокая надежность работы установок, относительно простое решение проблемы борьбы с гидратами. При групповой системе значительно упрощаются промышленная канализация, тепло- и энергоснабжение, ремонт оборудования, ревизия его состояния, облегчаются организация строительных и монтажных работ и их индустриализация. Эти преимущества способствовали тому, что, несмотря на несколько повышенные по сравнению с более простыми системами капитальные вложения, групповая система сбора и подготовки газа получила наибольшее развитие на современных газовых и газоконденсатных промыслах, таких как Медвежье, Вуктыл, Оренбург и др. К одному газосборному пункту (ГП) или УКПГ подключаются от 10 до 30 скважин. Число ГП зависит от размеров залежи, обычно оно составляет 510, но может достигать 20-25. По месту подготовки газа к транспорту различают централизованную и децентрализованную системы. При централизованной системе на отдельных ГП, ППСГ предусматривается частичная подготовка газа. До окончательной кондиции газ доводится на центральном пункте сбора и подготовки, обычно расположенном в начале магистрального газопровода, называемом головным сооружением. При децентрализованной системе подготовки предполагается окончательная подготовка газа на каждом газосборном пункте УКПГ. Децентрализованная система типична для газоконденсатных промыслов с залежами, богатыми тяжелыми углеводородами. Рис. 5.3 Гравитационный односекционный сепаратор при рабочем давлении: 1,2 — выходной и входной патрубки; 3 — люк; 4 — патрубок для продувки сепаратора Очистка газа от механических примесей Очистка газа по пути его следования от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. Первая ступень — установка внутрискважинного фильтра для ограничения выноса породы призабойной зоны [39, 41]. Вторую ступень очистки газ проходит на промысле в наземных сепараторах, в которых сепарируется жидкость (вода и конденсат) и газ очищается от частиц породы и пыли. Промысловые аппараты работают по принципу выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или по принципу использования действия центробежных сил при специальной закрутке потока. Поэтому промысловые аппараты очистки делятся на гравитационные и циклонные. Гравитационные аппараты, в свою очередь, подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Вертикальные гравитационные сепараторы рекомендуют для очистки газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа. На рис. 5.3 изображен гравитационный односекционный сепаратор. Он имеет тангенциальный подвод газа (скорость в нем достигает 15-20 м/с), что способствует выпадению в сепараторе твердой взвеси и капельной влаги. В основном он работает по принципу выпадения взвеси при малых скоростях восходящего потока газа. Опыт эксплуатации показал, что скорость газа на выходе из сепаратора не должна превышать 0,1 м/с при давлении б МПа. Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400—1650 мм, горизонтальные — диаметрами 400— 1500 мм при максимальном давлении 16 МПа. При оптимальной скорости газа эффективность сепарации достигает 70 — 80 %. В связи с большой металлоемкостью и недостаточной эффективностью гравитационные сепараторы применяют редко. Рис. 5.4. Схема движения газов в циклоне: / — выход газа; II — На рис. 5.4 схематически изображена вход газа; III — удаление работа циклонного сепаратора. Корпус продуктов очистки циклона и патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части имеется отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и конусе вращательное движение, вследствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через верхний патрубок. Третья ступень очистки газа производится на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершенной сепарации на промысле газ может иметь жидкую фазу. Наибольшее распространение получил конденсатосборник типа «расширительная камера». Принцип ее работы основан на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести из-за местного снижения скорости потока при увеличении диаметра трубопровода. При эксплуатации газопроводов с системой «расширительных камер» возникают затруднения, связанные с пропуском устройств для очистки внутренней полости трубопровода. Для этого необходимо предусматривать специальные направляющие для беспрепятственного прохождения через них очистного устройства. Для очистки газа от механических примесей на отечественных газопроводах применяют установки с масляными пылеуловителями (рис. 5.5). Рис. 5.5. Конденсатосборник типа «расширительная камера»: 1 — газопровод; 2 — расширительная камера; 3 — ребра жесткости; 4 — конденсатоотводная трубка Рис. 5.6. Схема установки пылеуловителей Природный газ Г, пройдя пылеуловители 1, направляется в компрессорный цех. Пылеуловители заполнены маслом. По мере загрязнения масло МЗ (загрязненное масло) передавливается из пылеуловителей 1 в отстойники 7. Свежее масло (МС) поступает в пылеуловители самотеком из масляного аккумулятора 2. Предварительно в аккумуляторе и пылеуловителях выравнивается давление. В масляный аккумулятор масло подается насосом 3 из мерного бака 5 или из бака свежего масла 4. При этом аккумулятор отключают от пылеуловителей и находящийся в них газ выпускают в атмосферу. В мерный бак масло поступает самотеком из отстойников 7. Отбросное масло (МО) вместе со шламом, накапливающимся в нижней части отстойников, спускают в сборную емкость 6. Вертикальный масляный пылеуловитель (ПУ) представляет собой вертикальный стальной цилиндр со сферическим днищем, рассчитанным на рабочее давление в газопроводе (рис. 5.7). Диаметр пылеуловителя составляет 1080 — 2400 мм. Внутри ПУ находятся устройства, обеспечивающие контактирование масла с газом и отделение частиц масла от газа при выходе его из аппарата. Газ поступает в пылеуловитель через входной патрубок 7. Благодаря отбойному козырьку 8 газ меняет свое направление и движется к поверхности масла, находящегося в нижней части аппарата. Крупные посторонние частицы при этом сразу же выпадают и оседают на дно. Уровень масла устанавливается на расстоянии 25 — 30 мм от концов вертикальных трубок 3. При этом газ устремляется вверх, захватывая с собой частицы масла. В трубках 3, а далее в средней свободной части пылеуловителя газ интенсивно перемешивается с маслом, которое поглощает содержащиеся в газе частицы, а также поступающий вместе с газом конденсат тяжелых углеводородов. Рис- 5.7. Вертикальный Рис. 5.8. Циклонный масляный пылеуловитель пылеуловитель пропускной способностью 20 млн м3/ сут и рабочим давлением 7,5 МПа: ] — выходной патрубок для газа; 2 — входной патрубок; 3 — циклоны; 4 — люк; 5 — штуцеры контролирующих приборов; б — дренажный штуцер При этом уровень масла повышается. По мере выхода газа из вертикальных трубок скорость его резко уменьшается. Более крупные частицы жидкости при этом выпадают и по дренажной трубке 4 стекают вниз. Из свободной средней части пылеуловителя газ и масляный туман поступают в его верхнюю часть, а оттуда в жалюзийное сепарационное устройство 1, в котором отбирается мелкозернистая взвесь. Очищенный газ выходит через патрубок 2. Загрязненное масло удаляется из поддона через дренажную трубку 5. Полная очистка пылеуловителя производится 3 — 4 раза в год через люк 6. Количество заливаемого масла в пылеуловитель диаметром 2400 мм не превышает 1,5 — 2,0 м3. Чтобы обеспечить нормальную работу пылеуловителей, необходимо поддерживать постоянный уровень масла. Пропускная способность вертикальных масляных пылеуловителей при заданном давлении ограничивается скоростью потока газа в контактных трубках, которая не должна превышать 1 — 3 м/с. Преимущество вертикального масляного пылеуловителя по сравнению с другими конструкциями пылеуловителей заключается в высокой степени очистки (общий коэффициент очистки достигает 97 — 98 %); к недостаткам относятся большая металлоемкость, наличие жидкости и ее унос (допускается не более 25 г на 1000 м3 газа), большое гидравлическое сопротивление (0,0350-0,05 МПа), чувствительность к изменению уровня жидкости и др. На компрессорных станциях для очистки газа применяются также циклонные пылеуловители. Циклонный пылеуловитель (рис. 5.8) представляет собой сосуд цилиндрической формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает через боковой верхний патрубок в распределитель, к которому приварены своими входными патрубками звездообразно расположенные циклоны, неподвижно закрепленные на нижней решетке. Отсепарированная жидкость и твердые частицы по дренажному конусу циклона попадают в отстойник. Для автоматического удаления собранного шлама предусмотрен дренажный штуцер. Качество очистки повышается с уменьшением диаметра циклона. Поэтому созданы батарейные циклоны, объединяющие в своем корпусе группу циклонов малого диаметра. Закручивание потока происходит в циклонах типа «розетка» и «улитка». При работе по системе газ — твердая взвесь пропускную способность батарейных циклонов обычно рассчитывают, исходя из допустимых скоростей газа, обеспечивающих достаточно полное удаление твердой взвеси из газового потока. При большом расходе газа наблюдается чрезмерный эрозионный вынос и повышенный перепад давления газа. Эффективность очистки газа батарейными циклонами колеблется в пределах 85 — 98 % и уменьшается с увеличением его пропускной способности. При работе по системе газ — твердая взвесь пропускную способность батарейных циклонов обычно рассчитывают, исходя из допустимых скоростей газа, обеспечивающих достаточно полное удаление твердой взвеси из газового потока. При большом расходе газа наблюдается чрезмерный эрозионный вынос и повышенный перепад давления газа. Эффективность очистки газа батарейными циклонами колеблется в пределах 85 — 98 % и уменьшается с увеличением его пропускной способности. В настоящее время широко применяются циклонные пылеуловители диаметром 1600 мм на рабочее давление до 7,36 МПа. Методы предупреждения образования гидратов Природные газы в определенных термодинамических условиях вступают в соединение с водой, образуя гидраты, которые, скапливаясь в промысловых и магистральных газопроводах, существенно увеличивают их гидравлическое сопротивление и, следовательно, снижают пропускную способность. Особое значение проблема борьбы с образованием гидратов приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов в скважинах и газопроводах [14]. Гидраты представляют собой соединения молекулярного типа, возникающие за счет действия ван-дер-ваальсовых сил притяжения. Молекулы воды при образовании гидратов как бы раздвигаются молекулами газа. Образующиеся при этом полости между молекулами воды полностью или частично заполняются молекулами газа. Гидраты природных газов представляют собой неустойчивые соединения, которые при повышении температуры или понижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на снег или лед. Если природные газы содержат кислые примеси, то процесс гидратообразования ускоряется. Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ — вода при условии полного насыщения природного газа водой. Для прогнозирования места образования и интенсивности накопления гидратов в системах газоснабжения необходимо знать изменение влажности газа в различных термодинамических условиях. На практике часто пользуются абсолютной влажностью, выраженной массой паров воды в единице объема газа, приведенной к нормальным условиям (273 К и 0,1013 МПа). Относительная влажность — это выраженное в процентах или в долях единицы отношение количества водяных паров, содержащихся в газовой смеси, к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же температуре и давлении при полном насыщении. Температура, при которой газ становится насыщенным при данных давлении и влажности, называется точкой росы. Для того чтобы в газопроводах не образовывались гидраты, влажность подаваемого в него газа не должна превышать минимального значения. Это условие является основным при проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод. Существуют следующие методы борьбы с образованием гидратов в газопроводах: подогрев газа; снижение давления газа; введение ингибиторов в поток газа; осушка газа. Предупреждение образования гидратов методом подогрева газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа целесообразнее его охлаждать, поскольку это позволит заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно крупных газопроводов с большим числом компрессорных станций. Метод подогрева газа применяется на газораспределительных станциях, где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзает редуцирующая аппаратура (клапаны, краны, диафрагмы). Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе уменьшают давление до значения ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяется для ликвидации образовавшихся гидратных пробок. Пробки ликвидируют путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Очевидно, что данный метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. В противном случае гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в газопроводе близка к нулю, а равновесное давление при этом находится в пределах 1 — 1,5 МПа, применение этого метода оказывается неэффективным для предупреждения образования гидратов в магистральных газопроводах. Это связано также с тем, что оптимальное давление транспортируемого газа составляет 5 — 7 МПа. Метод снижения давления применяется в аварийных ситуациях для разложения гидратов в газопроводе в сочетании с ингибиторами, так как в противном случае гидраты образуются вновь. Введение в поток газа ингибиторов приводит к тому, что водяные пары газа частично поглощаются ими и переводятся вместе со свободной водой в водный раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при более низких температурах. В качестве ингибиторов применяются метанол (метиловый спирт), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленг-ликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбоната и др. Для уменьшения расхода метанола необходимо вводить его в начале зоны возможного гидратообразования в газопроводе. Экономически выгодно метанол применять при небольших расходах газа, когда из-за высоких капиталовложений нерационально использовать другие методы. Метанол можно вводить в сочетании с другими средствами, например с осушкой газа или с понижением давления. Использование метанола для предупреждения образования гидратов в газопроводе при больших объемах транспортируемого газа экономически невыгодно. Ввод ингибиторов в газовый поток широко применяют на промыслах для предупреждения образования гидратов в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах, а также в скважинах. При этом предпочтение следует отдать диэтиленгликолю, так как возможность его регенерации и сравнительно небольшие потери в большинстве случаев делают этот ингибитор наиболее экономичным. Осушка газа является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральных газопроводах при больших объемах транспортируемого газа. При промысловой подготовке газа к дальнему транспорту его осушают сорбционным способом или охлаждением газового потока. В результате осушки точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа. Влажность газа должна составлять не более 0,05 — 0,1 г/м3. Сорбционные методы осушки газа. низкотемпературная сепарация. Осушка газа абсорбентами Абсорбенты — жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов. Они должны иметь высокую растворимость в воде, низкую агрессивность, стабильность по отношению к газовым компонентам, простоту регенерации, малую вязкость, низкую упругость паров при температуре контакта, слабое поглощение углеводородных компонентов газа, пониженную способность к образованию пены или эмульсий. Большинству этих требований отвечает диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и в меньшей степени этиленгликоль [36, 37, 38]. Диэтиленгликоль получают реакцией соединения двух молекул ЭГ с образованием молекулы воды. В химически чистом виде это бесцветная жидкость с молекулярной массой 106,12, относительной плотностью (по воде) 1,117 и температурой кипения 518 К при р = 0,1013 МПа. Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 308 К, что довольно часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой газовых месторождений с высокой пластовой температурой газа потребовался более сильный поглотитель влаги — ТЭГ. Его получают соединением трех молекул ЭГ с образованием воды. Молекулярная масса ТЭГ 150,17, относительная плотность (по воде) 1,1254 и температура кипения 560,4К при р = 0,1013 МПа. Гликоли хорошо отбирают влагу из газов в большом интервале концентраций. Вследствие низкой упругости паров потери поглотителя незначительные: 5—18и2 — 4гна 1000 м3 газа для ДЭГ и ТЭГ соответственно. Температура кипения и упругость паров воды и гликолей сильно различаются, что облегчает регенерацию поглотителя, а небольшая вязкость поглотителя облегчает работу циркуляционных насосов. Обводненные гликоли неагрессивны в коррозионном отношении. Растворимость природного газа в них незначительная: при давлении до 15 МПа она не превышает 6 г на 1 л гликоля. При атмосферном давлении ДЭГ начинает распадаться при 437 К, а ТЭГ — при 478 К. В соответствии с этим в производственных условиях степень их регенерации может достигать 96 — 99 %. ТЭГ имеет склонность к пенообразованию, для борьбы с этим применяют различные присадки, например моноэтаноламин. Интенсивность процесса осушки газа гликолями находится в прямой зависимости от давления, температуры контакта газ — сорбент и концентрации сорбента. 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]. Рис. 5.9 Схема установки осушки газа жидкими сорбентами На рис. 5.9 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. Осушка газа адсорбентами 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. 5.10. 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. 5.10 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. Рис. 5.10. Схема установки осушки газа твердым поглотителем: 1,5— сепараторы; 2, 3 — адсорбенты; 4 — холодильник; 6 — насос; 7 — подогреватель; К — конденсат; ГВ — газ влажный; ГС — газ сухой; ГН — газ нагретый; ГНН — газ нагретый насыщенный; РД — регулятор давления Осушка газа молекулярными ситами 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. Осушка газа охлаждением 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. 1.18. 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. Рис. 5.11. Технологическая схема НТС на газосборном пункте 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. Одоризация газа 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. 5.12). 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. Рис. 5.12. Капельный одоризатор с диафрагмой: / — бачок для одоранта; 2 — фильтротстойник; 3 — поплавок; 4 — поплав ковая камера; 5, 8 — соединительные трубки; 6 — тонкая диафрагма; 7 — смотровое стекло; 9 — диафрагма в газопроводе; 10 — газопровод; 11 — ручной насос; 12 — запасная емкость Наибольшее распространение получили испарительные (фитильные) и барботажные одоризаторы. Рассмотрим принцип действия испарительного одоризатора (рис. 5.13). 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. Рис. 5.13. Испарительный (фитильный) одоризатор: 1 — диафрагма; 2 — газопровод; 3 — резервуар; 4 — вертикально подвешенные фитили; 5 — регулировочный вентиль; 6 — мерное стекло Барботажный одоризатор представлен на рис. 1.21. 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. 5.14). 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 р 2 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 Рис. 5.14. Полуавтоматическая одоризационная установка . Очистка природного газа от сернистых соединений и углекислого газа 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. 5.15 [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: Рис. 5.15. Схема установки для очистки природного газа методом химической абсорбции: 1 — входной сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — гидравлическая турбина; 4 — насос; 5 — выветриватель; 6 — промежуточная емкость; 7 — теплообменник; 8 — фильтр; 9 — десорбер; 10 — воздушный холодильник; 11 — сепаратор рефлюкса; / — сырой газ; II — очищенный газ; III — насыщенный абсорбент; IV — регенерированный абсорбент; V — газ выветривания; VI — кислый газ Рис. 5.16. Схема установки осушки газа методом физической абсорбции: 1 — абсорбент; 2 — детандер; 3 — холодильник; 4, 5 и 6 — первая, вторая и третья ступени выветривания соответственно; 7 — выпарная колонна; 8 — воздуходувка; 9 — насос; 10 — теплообменик; / — исходный газ; II — насыщенный абсорбент; III — груборегенерированный абсорбент; IV — тонкорегенерированный абсорбент; V — очищенный газ; VI — рецикловый газ; VII — газ выветривания среднего давления; VIII — кислый газ; IX — воздух или инертный газ 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. 5.17. 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 Рис. 5.17. Схема установки Клауса с однопоточным процессом: 1 — горелка и реакционная камера; 2 — котел-утилизатор; 3, 5,7 — конденсаторы; 4, 6 — первый и второй каталитические конверторы соответственно; / — кислый газ; II — воздух; III, VIII — пар (высокое давление); IV — обводная линия горячего газа; V, VII — пар (низкое давление); VI — сера; IX — «хвостовой газ» Для увеличения выхода серы процесс проводится в соответствии с двумя стадиями реакции. Сначала в печи Клауса при высокой температуре сжигается часть сероводорода с получением оксида серы. В результате очень высокой температуры и некаталитического сжигания сероводорода с воздухом получается непосредственно сера с выходом около 60 %. После высокотемпературного сжигания и утилизации теплоты продуктов сгорания устанавливаются один или несколько каталитических конвертеров Клауса (рис. 5.17), где оставшийся сероводород взаимодействует с кислородом. Снижение температуры каталитической реакции способствует повышению выхода серы. При очистке отходящих с установок Клауса газов возможны два варианта. В одном случае газы, отходящие с установок Клауса, подаются непосредственно в установку доочистки, в другом — они предварительно сжигаются до превращения всех сернистых соединений в SO2 и только после этого поступают на установку доочистки.