ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Осушка природного газа от влаги методом абсорбции из "Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования" Установка включает в себя технологические линии абсорбции газа диэтиленгликолем, установку регенерации абсорбента, насосы для его перекачки, трубопроводную обвязку, арматурные блоки и систему контрольно-измерительных приборов. [c.8] На рис. 1.1 приведена принципиальная технологическая схема линии абсорбционной осушки газа на установке комплексной подготовки газа месторождения Медвежье, в которой впервые применили оборудование единичной производительностью 3-5 млн. м газа в сутки. [c.8] Осушенный газ, содержащий капли унесенного абсорбента, с верха абсорбера поступает в фильтр-сепаратор 3, где от него в сепарационной и фильтрующей секциях происходит их отделение. [c.9] Для поддержания основных рабочих параметров в процессе осушки газа в период падающего пластового давления в эксплуатацию вводят дожимные компрессорные станхщи (ДКС). В Медвежьем они установлены перед установками подготовки газа. Для защиты компрессорного оборудования от жидкой фазы перед ДКС размещают узел предварительной очистки (сепарации). Для снижения температуры скомпримированного газа, поступающего на осушку, после ДКС установлены воздушные холодильники. [c.10] На основе опыта эксплуатации УКПГ месторождения Медвежье были обустроены и другие северные месторождения газа - Уренгойское и Ямбургское. [c.10] На Ямбургском месторождении установки абсорбционной осушки газа сеноманской залежи обустроены с применением МФА производительностью 10 млн. м /сут. Технологии данных УКПГ от примененных на Медвежьем и Уренгойском месторождениях в основном отличаются другим типом установок регенерации гликоля. [c.10] В связи с падающим пластовым давлением технология подготовки газа на УКПГ потребовала внесения в нее изменений. Для поддержания основных рабочих параметров процесса осушки газа в этот период в эксплуатацию вводят дожимные компрессорные станции (ДКС), компримирующие газ до давления транспорта в магистральном газопроводе. [c.10] Место установки ДКС в технологическом процессе различно. В Медвежьем они установлены перед установками подготовки газа. [c.12] На Уренгойских УКПГ на период падающего пластового давления принята схема подготовки газа с дожимными компрессорными станциями до и после технологических блоков осушки (рис. 1.3). [c.12] В табл. 1.2 приведен пример прогнозных исходных данных работы УКПГ Уренгойского месторождения для 2000 и 2025 гг. эксплуатации. [c.12] Регулярно проводимые обследования технологического оборудования, а также расчетно-аналитические исследования показывают, что по существующей технологии в условиях падающего пластового давления при температуре газа, поступающего на осушку, выше 25 °С (летний режим эксплуатации) требования к качеству подготовки газа к транспорту (обеспечение температуры точки росы минус 15 °С при р = 4,0 МПа) практически не выполняются. [c.12] В качестве технических решений, которые позволят обеспечивать подготовку газа к транспорту в соответствии с существующими требованиями на весь прогнозный период эксплуатации, можно предложить несколько вариантов усовершенствования существующей в настоящее время технологии абсорбционной осушки газа на Уренгойских УКПГ в компрессорный период. [c.14] Более предпочтительной является схема с установкой всех ступеней ДКС перед осушкой. В данном варианте предлагается увеличить давление газа, поступающего на осушку (а следовательно, и давление самого процесса абсорбции) за счет его компримирования в две ступени путем последовательного сжатия сначала на 1 ст. ДКС, а затем на 2 ст. ДКС, которую для этого необходимо переобвязать с выходной линии осушенного газа на поток газа, выходящего после первой ступени ДКС. В зимний период эксплуатации это приведет к дополнительному выпадению влаги перед абсорбером осушки, а следовательно, к улучшению качества подготовки газа. При летнем режиме эксплуатации после сжатия как в одну (дор = 4,2 МПа), так и в две ступени (до р = 5,6 МПа) температура газа, поступающего на осушку, может достигать 35 °С. В результате его начальное влагосодержание за счет дополнительного компримирования не изменится и будет максимальным, т.е. равно влагосодержанию газа при давлении входа на УКПГ, которое ниже давления выхода с 1 ст. ДКС. Однако в этот период положительный эффект от применения второй ступени сжатия газа может быть получен за счет повышения степени извлечения влаги гликолем, которая возрастает с увеличением давления процесса абсорбции. Это даже при высокой температуре газа позволит снизить температуру точки росы на 3-4 °С по сравнению с исходной технологией. [c.17] Данное предложение предусматривает наличие прямоточной ступени контакта дополнительно к противоточным, имеющимся в абсорберах осушки газа. По этой схеме часть регенерированного ДЭГ впрыскивается в трубопровод сырого газа на входе в абсорбер, образуя при этом одну дополнительную прямоточную ступень контакта. Частично осушенный газ далее поступает в нижнюю сепарационную секцию абсорбера, где из него отделяется раствор насыщенного гликоля, а затем направляется в массообменную секцию, на которой в противотоке с остальным количеством РДЭГа происходит его окончательная осушка. По расчетным данным, при подаче гликоля в газопровод перед абсорбером в количестве 30 % от его общего расхода, температуре осушаемого газа 35 °С и давлении абсорбции 4,2 МПа может быть достигнуто снижение температуры точки росы на 2-3 °С. [c.19] В настоящее время по мере истощения газовых залежей для Уренгоя наступила стадия доразработки месторождения и объективно сложилась такая ситуация, при которой наблюдается заметный вынос минерализованной пластовой воды на всех УКПГ. Составы солей различаются в широком диапазоне как по компонентам, так и по концентрации. Самым распространенным компонентом, содержащимся в пластовой воде, является хлористый натрий. Эта соль имеет наибольшую растворимость в воде по сравнению с другими солями. Наряду с хлоридами, в пластовой воде содержатся карбонаты различных металлов, сульфаты и ряд других солей. Одновременно с солями в пластовой воде содержатся и различные примеси частицы песка, остатки бурового раствора, тяжелые углеводороды и пр. Из-за недостаточной э ективности входных сепараторов капельная жидкость, содержащая эти примеси, попадает в компрессорные агрегаты. Осаждающиеся на рабочих поверхностях примеси приводят к быстрому их износу, ввиду чего приходится часто останавливать машины для ремонта. Кроме того, часть этой воды неизбежно вместе с газом поступает в абсорберы осушки и поглощается в них абсорбентом (гликолем), являясь, таким образом, основным источником его загрязнения. [c.19] Вернуться к основной статье