ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Методы предупреждения гидратообразования из "Переработка нефтяных и природных газов" Для предупреждения гидратообразования широко применяются ингибирование — подача в газовый поток различных веществ (ингибиторов), понижающих температуру гидратообразования (метанол, гликоли и др.) и осушка (дегидратация) газа, основанная на извлечении паров воды из газа жидкими и (или) твердыми поглотителями. В нефтяной и газовой промышленности используют различные методы и схемы ингибирования и осушки газа. [c.116] На отечественных предприятиях газовой и нефтяной промыщ-ленности в качестве ингибитора гидратообразования используют в основном метанол и гликоли. Метанол имеет высокое давление насыщенных паров, что затрудняет извлечение его из газового потока, усложняет его регенерацию и приводит к большим потерям этого ингибитора. Поэтому метанол применяют в основном в проточных системах — в скважинах, шлейфах и магистральных газопроводах — для разложения образовавшихся гидратных пробок (без последующей его регенерации), так как он обеспечивает значительную депрессию температуры гидратообразования. Кроме того, метанол применяют в процессе низкотемпературной сепарации (НТС) для предупреждения образования гидратов при дросселировании и охлаждении газа с целью выделения из него тяжелых углеводородов и паров воды. Имеется опыт эффективного многократного использования метанола на Мессояхском газоконденсатном месторождении, где потери метанола были сведены к минимуму в результате полной регенерации метанола из водных растворов и высокой степени извлечения метанола из газового потока на установке адсорбционной осушки и очистки газа цеолитами ЫаА (6—8]. В качестве ингибитора широко используют гликоли (ЭГ, ДЭГ и др.), несмотря на то, что стоимость их выше стоимости метанола. Это объясняется низким давлением насыщенных паров гликолей и возможностью полной регенерации их путем удаления воды с помощью простого физического процесса — выпарки ее из водных растворов гликолей. Не исключено, что в перспективе в связи со снижением себестоимости производства метанола и со-верщенствованием техники и технологии адсорбционных методов очистки газа этот ингибитор будет шире использоваться в газовой и нефтяной промышленности. [c.117] На рис. П1.3 показана технологическая схема адсорбционной установки промысловой подготовки газа Мессояхского месторождения, где в качестве ингибитора гидратообразования использовался метанол [8]. Ввод метанола в затрубное пространство скважин обеспечивал безупречную эксплуатацию всех систем добычи, сбора и транспортирования газа до головных сооружений магистрального газопровода Мессояха — Норильск, где размещалась указанная установка. Согласно схеме, газ вместе с метанолом поступает в сепараторы 1, 2 и 3, где от него отделяется водный раствор метанола, который отводится из сепараторов в резервуар с целью последующей регенерации метанола из водного раствора (на схеме не показано).,Из сепараторов 1, 2 п 3 газ направляется в два параллельно работающих адсорбера 4 и 5 (или б и 7) и проходит через слой адсорбента сверху вниз, при этом из него извлекаются пары воды и метанола. Одновременно часть сырого газа, выходящего из сепараторов 1, 2 3, поступает в печи 8 п 9 (или 8, 9, 10 и 11), нагревается в них и с температурой 300 °С подается в нижнюю часть двух других адсорберов, находящихся на стадии регенерации цеолита. [c.118] Осушенный от влаги и очищенный от паров метанола газ отводится с низа адсорберов и, пройдя циклонный пылеуловитель 12 и теплообменник 14, поступает в магистральный газопровод. [c.118] Горячий газ регенерации с высоким содержанием влаги и метанола выходит с верха адсорберов и после пылеуловителя 13 охлаждается в теплообменнике 14, где конденсируются пары воды и метанола. Образовавшаяся в этом теплообменнике двухфазная смесь поступает в сепаратор 15, где метанол отделяется от газа. Из сепаратора 15 обводненный метанол направляется в резервуар (вместе с аналогичным продуктом из сепараторов 1, 2 тл 3) с целью последующей регенерации метанола, а газ регенерации смешивается с исходным сырым газом и поступает для очистки в соответствующие адсорберы. Таким образом, на этой установке некоторое количество сырого газа, необходимого для регенерации цеолита, рециркулирует в системе. После регенерации цеолита адсорбер переключается на стадию охлаждения потоком сухого газа (далее сухой газ направляется в магистральный газопровод). [c.119] Обводненный метанол регенерируется в ректификационной колонне при давлении 0,1 -ь0,3 МПа, температуре верха 67—68 С, температуре низа 102—105 °С (в колонне установлено 26 клапанных тарелок). С верха колонны получают метанол концентрацией 94—97% масс., с низа колонны отводится вода. [c.119] Технологический режим блока адсорбции производительность по сырому газу 150—165 тыс. м /ч, рабочее давление в адсорберах 3,1—3,4 МПа, температура газа, поступающего в адсорбер, на стадии адсорбции 15 °С, на стадии регенерации цеолита 320— 290 °С продолжительность циклов адсорбции, регенерации и охлаждения составляла по проекту 10, 5 и 5 ч соответственно, фактически цикл регенерации продолжается 7—12 ч. В результате адсорбционной очистки содержание паров воды уменьшается в газе с 0,2—0,7 до 0,003—0,004 г/м , остаточное содержание метанола составляет 0,1—0,02 г/м . Это соответствует точке росы газа по воде минус 45—62 °С (при рабочем давлении). [c.119] Производительность по газу, кг/ч.. . Масса циркулирующего гликоля, кг/ч Удельный расход циркулирующего гликоля, г/кг. ... Концентрация гликоля, % масс, до регенерации после регенерации. . [c.120] Температура гликоля, поступающего в секцию регенерации, °С. ... [c.121] В практике ингибирования используют в основном растворы гликолей концентрацией 60—80% масс. В этом случае точка росы газа по воде и углеводородам на выходе из сепаратора 3 равна примерно температуре сепарации. Если концентрацию гликоля повысить, то при условии хорошего контакта температура точки росы газа по влаге может быть ниже температуры газа, выходящего из сепаратора 3 (рис. III.5) [11]. [c.121] Выбор гликоля (ЭГ, ДЭГ, ТЭГ) зависит от температуры замерзания их водных растворов, вязкости, степени понижения температуры гидратообразования для данной концентрации гликоля, растворимости гликоля в углеводородном конденсате, температуры сепарации и состава газа. Температура замерзания рабочего раствора гликоля (образующегося после смешения исходного гликоля с выделяющейся из газа влагой), должна быть ниже минимально возможной температуры в системе. Эта температура определяется по графику, представленному на рис. III.6 [11]. [c.121] Равновесная точка росы газа по влаге над растворами втиленгли-коля различной концентрации. Цифры на пряных — содержание этнленгликоля в растворе, % масс. [c.121] За рубежом в качестве ингибитора чаще всего применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), поскольку он имеет небольшое давление насыщенных паров и сравнительно мало растворим в углеводородном конденсате. В отечественной практике большее распространение получил этиленгликоль, так как он меньше растворяется в газовом конденсате. Потери гликоля от растворимости в углеводородах 0,25—0,75 л на 1000 л извлекаемого из газа конденсата и определяются в основном содержанием в конденсате ароматических углеводородов [2 ]. Если газ в процессе переработки охлаждается до низких температур, его необходимо осушать. [c.122] Вернуться к основной статье