Абсорберы А-1 УКПГ

Актуальность проблемы. Во входных сепараторах УКПГ не происходит полного отделения капельной жидкости от газа часть жидкости с газом поступает в абсорбер, где поглощается раствором гликоля, используемым в качестве абсорбента для извлечения паров воды из газа. Вследствие этого происходит накопление в растворе ДЭГа минеральных солей и механических примесей. Одновременно в растворе гликоля накапливаются также продукты, образующиеся при его циркуляции в системе, так называемые вторичные продукты. К ним можно отнести продукты коррозии оборудования установок осушки и разложения и осмоления самих гликолей. Наличие последних в системе связано главным образом с перегревом раствора гликоля. [c.83]

Колонна имеет 19 тарелок. Параметры работы колонны следующие давление Р = 0,75 МПа, температура верха 67 °С, температура низа 167 °С. Газы стабилизации — верхний продукт колонны 11 — после сероочистки (абсорбер 17) направляются на установку выделения ШФУ (рис. П1.89, в), состоящей из двух последовательно включенных колонн абсорбционно-отпарной (АОК) 18 и десорбера 20. В АОК из газов стабилизации извлекаются пропан + высшие. Верхний продукт (газы деэтанизации) отводится в систему газоснабжения, а насыщенный пропаном + высшие абсорбент (нижний продукт) направляется в десорбер 20, где отпариваются поглощенные углеводороды. Верхний продукт десорбера 20 — ШФУ — отводится на склад готовой продукции, а тощий абсорбент (нижний продукт) возвращается в цикл абсорбции на орошение АОК. В качестве абсорбента используется стабильный конденсат — товарный продукт завода. Проектные параметры работы АОК следующие давление Р = 0,6 МПа, температура верха = 59 °С, температура газа = 82 °С. Параметры работы десорбера давление Р = 1,5 МПа, температура верха /а = 127 °С, температура низа = 160 °С. Производительность установкн комплексной подготовки газа 5 млрд. м газа в год, каждая УКПГ состоит из четырех технологических линий. Производительность установки стабилизации конденсата 1,04 млн. т в год. Основные технические решения Оренбургского комплекса по переработке конденсатсодержащего газа вполне соответствуют современному уровню. [c.260]

При вскрытии абсорберов УКПГ Уренгойского ГКМ в 1990-91 гг и изучении состояния непропаренных коагулирующих фильтр-патронов обнаружено, что материал волокнистой насадки в основном зафязнен не только мехп-римесями, но и желеобразной массой (смолистыми веществами). При пропарке абсорберов во время подготовки к ремонту эти загрязнения с материала удаляются, поэтому ранее этот фактор не замечался и не учитывался при планировании НИОКР и ремонтно-профилактических работ. Те., установлено, что кольматация ф/патронов и потеря ими эксплуатационных свойств вызывается, в основном, смолистыми веществами, а не мехпримесями. [c.14]

В настоящее время подготовка сеноманского газа этого месторождения к транспорту осуществляется на УКПГ-1 С с использованием в качестве абсорбента диэтиленгликоля, Подготовка газа осуществляется во входных газосепарато-рах С-1 с промывочной секцией и абсорберах А-1, в которых происходит абсорбция влаги и коагуляция мелкодисперсной жидкости на выходе из аппарата. [c.66]

Эффективная работа ф/патронов в абсорберах УКПГ будет намного дольше, если использовать присадку (ионол) совместно с очисткой технологических растворов ДЭГа от механических примесей в фильтрах с таким же материалом фильтрующей насадки, что и в абсорберах. [c.21]

В коллекторах сырого газа не только предупреждается образование газогидратов, но осуществляется и предварительная осушка газа до температуры точки росы на 7-10 градусов ниже температуры газа на входе на УКПГ, т.е.температура точки росы газа на входе в абсорбер УКПГ может фактически составить О - минус 5 °С, а в благоприятных случаях и ниже Таким образом, эффективно используется естественное охлаждение газа за счет холода окружающей среды, что позволяет проводить абсорбционную доосушку газа при низких температурах контанта в абсорбере (по крайней мере в начальный период эксплуатации месторождения). Поэтому финишная ступень осушки газа может осуществляться во многих случаях и с использованием регенерированных растворов абсорбентов не очень высокой концентрации, что упрощает системы регенерации абсорбентов. Кроме того, практически отпадает необходимость в установке регенерации метанола. [c.54]

Следует отметить, что в соответствии с ранее опубликованными данными Салихов З.С., Шиняев С.Д-, Ершов A.A. и др. Анализ результатов опытных работ по модернизации абсорберов с целью повышения эффективности осушки/ В сб. Материалы НТС ОАО Газпром , г. Надым, апрель 2001 г, - М. ИРЦ Газпром, 2001) в перспективе по мере снижения давления и роста температуры абсорбции в аппарате А-1 присутствие углеводородной жидкости обусловит ухудшение эффективности гликолевой осушки и качества газа. В связи с этим проектной организации необходимо предусмотреть реконструкцию УКПГ-10 для обеспечения эффективной работы оборудования и полного извлечения конденсата. [c.68]

Регенерированный гликоль отбирается из испарителя 5 горячим насосом 6, охлаждается в теплообменниках 3 холодным потоком НДЭГ, поступающим на регенерацию с установки осушки, после чего направляется в емкость 7 сбора РДЭГ, а оттуда насосом 8 на установку осушки (орошение абсорбера). Концентрация регенерированного раствора диэтиленгликоля составляет 98,5-99,0 % (массовая доля) в зависимости от летнего или зимнего режима работы установки осушки газа. Водяные пары и выделившийся из гликоля растворенный в нем газ при температуре 80-85 С отводятся с верха десорбера 4 в кон-денсатор-холодильник 9 (аппарат воздушного охлаждения). Водяной пар конденсируется, и образовавшаяся вода собирается в рефлюксную емкость 10, откуда насосом 11 она частично возвращается на верх десорбционной колонны в виде орошения (примерно 25-50 % отпариваемого количества) для снижения уноса гликоля с водяными парами, а остальное ее количество отводится в дренажную систему. Несконденсировавпгаеся газы откачиваются водо-кольцевым вакуум-насосом 12 в атмосферу или на факел. На УКПГ-2 Ямбургского месторождения также применена вышеописанная паровая регенерация гликоля. На остальных УКПГ используются установки регенерации ДЭГ с его нагревом в змеевиках печей без применения промежуточного теплоносителя. Режим работы установок - вакуумный. Кроме того, предварительный подогрев насыщенного раствора гликоля осуществляется за счет утилизации тепла горячего продукта (РДЭГ), проходящего через трубный пучок встроенного в куб колонны регенерации рекуперативного теплообменника. Принципиальная схема такой установки приведена на рис. 1.10. В ее состав входят колонна регенерации (десорбер) 1 со встроенным в нижней части рекуперативным теплообменником 2 РДЭГ - НДЭГ , вертикальная цилиндрическая печь 3, холодильник 4 (ABO), рефлюксная емкость 5, насосы 6. 7, 8 для подачи и отвода гликоля и рефлюксной жидкости на орошение верха колонны, а также вакуумный насос 9 для откачивания несконденсировавшихся паров. [c.27]

Блоки осушки газа включают в себя абсорберы и сепараторы. В ряде случаев абсорберы включают в себя сепарациоппые секции, что обеспечивает компактность УКПГ. [c.44]

На УКПГ-1 2 и 5 смонтированы МФА тина ГП 502. Входная сенарацнонная секция этих абсорберов состоит из тангенциальной перегородки с сетчатым отбойником и тарелок с центробежными сепарацпоннымп элементами ГПР 353 (115 шт.). [c.48]

Первичные факторы - давление, температура, состав сырьевого газа иа входе в УКПГ и концентрация осушителя в регенерированном растворе. Эти факторы определяют влагосо-держанпе газа до п после абсорбера. [c.64]

В схеме, изображенной на рис. 1.1, отсутствует установка по осушке газа. Поэтому осушку газа от влаги осуществляют путем ввода в поток газа перед УКПГ высококонцентрированного раствора метанола. Этим достигаются две цели удаляют из газовой фазы нары воды и снижают температуру образования гидратов. В некоторых технологических схемах предусматривают установку специальных абсорберов осушки газа от влаги с помощью жидкого поглотителя — абсорбента. В качестве абсорбента чаще всего используют ди(ДЭГ)- и триэтилепгликоль (ТЭГ). Использование гликолей приводит к необходимости устанавливать дополнительное оборудование для улова уносимого с газом абсорбента и регенерации (восстановлению) отработанного абсорбента. [c.11]

Здесь обозначены Д1, Д2, ДЗ, Д4 — дроссели Т1, Т2, ТЗ — теплообмеп-ники А1 — абсорбер осушки газа А2 — абсорбер по извлечению тяжелых углеводородов Т — турбина i, С2, СЗ — сепараторы ТДА — турбодетандерный агрегат Р1, Р2 — трехфазные разделители В — выветриватель абсорбера УПК — комплекс, включающий компрессор ТДА, воздушный холодильник и теплообменник. Газ на входе УКПГ имеет давление 15 МПа и температуру 26,8 X (табл. 1.2). [c.12]

Результаты хроматографических и физико-химических исследований проб подтверждают принадлежность поступающего на УКПГ-1 С конденсата к сеноманской залежи. Так как в регламенте на эксплуатацию УКПГ-1 С не предусмотрено фактическое содержание конденсата в газе сеноманской залежи, сепараторы С-1 его не улавливают. Это вызывает проблемы при эксплуатации аппаратов последующей технологической цепочки и влияет на технологический процесс, приводит к попаданию конденсата в абсорбер и повышенному [c.68]

Данная технология вписывается в стандарт-нук > схему установки комплексной подготовки газа (УКПГ) с дополнением абсорбером и десорбе-ро1м аминовой очистки, монтируемыми между сту пенями сепарации. [c.45]

Рабочий ресурс коагуляционного материала фильтр-патронов зависит от степени открытости поровых фильтрационных каналов материала насадки. При регламентной эксплуатации УКПГ интенсивность смолообразования такова, что за период времени 3...5 суток содержание смол в ДЭГе достигает 0,41...0,66 % масс (примем среднее = 0,5 %), при этом дальнейший рост прекращается, т.к. дополнительные массы смолистых веществ улавливаются (адсорбируются и когезируют) на поверхности насадки фильтр-патронов и обуславливают снижение эксплуатационных свойств материала насадки. Ресурс работы абсорберов в таких условиях составляет 1,0...1,5 года. По данным исследований Клюсова В.А. и др. (ТюменНИИгипрогаз) на фильтр-патроны поступает ДЭГ в среднем около [c.15]

Поэтому в 1991-93 гг на всех УКПГ Уренгойского ГКМ для очистки абсорбента были установлены в качестве дополнительных патронные фильтры механической очистки, которые подключались на линии регенерированного абсорбента после теплообменника Т-302 перед подачей в абсорберы (рис. 2). [c.17]

Компактный аппарат для осушки природного газа получили работники Тюмен-НИИгипрогаз, реконструировав промышленный абсорбер на УКПГ-2 месторождения Медвежье в 1974 г. Аппарат состоит из сепарационной секции, в которой установлены прямоточные центробежные элементы, осушительной секции - пяти контактных тарелок с инжекционными пентробежными элементами и отбойной секции с фильтроэлементами. На основе успешных испытаний аппарата и промышленной эксплуатации разработан технический проект секционного аппарата с пропускной способностью от 3 до 6 млн м сут, диаметром 1200 мм, высотой 10 м, массой менее 20 т. [c.454]

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]

Дано обсуждение методики нормирования расхода гликолей, применительно к абсорбционным установкам МФА Уренгойского ГКМ. Показаны причины повышенных механических уносов гликоля из абсорберов и представлены рекомендации по сокращению технологических потерь абсорбента. Рассмотрены вопросы прогнозирования технологических потерь гликоля на длительную перспективу, которые тесно увязываются с прогнозом основных технологических параметров функционирования УКПГ. [c.2]

Здесь следует детальнее остановиться на проблеме уменьшения уноса ДЭГа из абсорберов с осушенным газом в паровой фазе. Это сейчас становится актуальным при массовом подключении ДКС в голове технологического процесса осущки газа на УКПГ сеноманских залежей Уренгойского месторождения, что приводит к повышению на 10-20 °С температуры контакта в абсорберах (в последнее время более половины установок осушки Уренгойского промысла уже реконструированы таким способом, что серьезно заострило проблему качества товарного газа, поставляемого в магистральные газопроводы). Как следствие повышения температуры контакта возрастает паровой [c.32]

Задача оптимизации работы абсорбционной УКПГ с определенным числом технологических линий, объединенных общим входом и выходом, с фиксированной концентрацией отходящего сорбента, с известным текущим соотношением сорбент — газ для каждого абсорбера формируется следующим образом распреде- [c.168]

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]

На рис. 1.8 приведена усовершенствованная схема абсорбционной осущки газа с применением промывного сепаратора на входе газа в УКПГ и подачей в абсорбер осушки регенерированного гликоля двумя потоками на верхнюю контактную ступень - очищенного и более высокой концентрации с установки его очистки, на более низкую - основного потока, выходящего с установки регенерации. [c.23]

Так, на рис. 2.4 представлен абсорбер осушки газа диаметром 1,8 м с серийными прямоточно-центробежными массообменными элементами, который применяется на ряде УКПГ Ямбургского месторождения, а также Песчано-Уметской СПХГ и других объектах. На рис. 2.5 показан абсорбер осушки газа с серийными прямоточно-центробежными массообменными элементами и газораспределительной секцией, установленной над верхней контактной тарелкой. Данная конст-рзпкция абсорбера испытана на Западно-Таркосалинском ГКМ. Примененное техническое решение позволило при производительности аппарата по газу 10,2 млн. м /сут (р = 7,81 МПа) снизить потери гликоля с осушенным газом с 15 до 0,4-1,3 г/1000 м . [c.74]

Анализ работы действующих установок показывает, что в настоящее время на УКПГ наибольшая доля технологических потерь ДЭГ - до 80 % [5, 12] приходится на механический (капельный) унос гликоля из абсорберов с потоком осушенного [c.248]

Влияние температуры, давления и концентрации регенерированного абсорбента на его равновесные потери в настоящее время достаточно изучено. При этом выявлено, что наибольшее влияние оказывает температура контакта, в меньшей степени -концентрация гликоля и еще меньше влияет давление осушки. Так, на Уренгойских УКПГ доля этих потерь, составлявшая ранее в среднем 6-7 % от общих потерь ДЭГ, в настоящее время имеет тенденцию к возрастанию в связи с увеличением температуры осушки газа из-за ввода ДКС перед абсорберами. [c.252]

На рис.1 показаны зависимости между количеством гликоля, образовавшемся на участке газопровода между УКПГ и линейной КС при различных режимах в абсорбере. При получении кривых рис.1 давление в абсорбере принято 7,35 5,5 и 3,5 МПа, а температура контакта в интервале 10-30°С. Во всех случаях принято, что газ осушается до точки росы -20°С. Во всех вариантах давление и тем- [c.21]

Таким образом, можно однозначно утверждать, что при подготовке газа к транспорту абсорбционным способом на участке ГТС от УКПГ до КС магистрального газопровода (когда влияние снижения температуры на равновесное содержание гликоля в газе преобладает над влиянием снижения давления на этот показатель) образование жидкой фазы в системе неизбежно, даже при полном отсутствии уноса жидкости из абсорберов в капельном виде. Если учесть, что из абсорберов имеет место унос капельной жидкости с осушенным газом, то общий объем жидкой фазы будет значительно выше. (Отметим, что при подготовке газа к транспортированию адсорбционным способом, он в линейную КС поступил бы исключительно в однофазном состоянии, так как он в адсорберах не насыщался бы парами жидкого реагента. Более toro, газ был бы недона-сыщен водяными парами). [c.22]

Сырой газ из входного коллектора УКПГ поступает в многофункциональный аппарат (абсорбер), где последовательно осуществляются процессы сепарации газа от капельной жидкости, про-тивоточная осушка раствором абсорбента - диэтиленгликоля и очистка газа от унесенного капельного гликоля. [c.38]

Таким образом, УКПГ сеноманской залежи после ввода в действие ДКС Н-ой очереди работают в очень жестком режиме по обеспечению требуемого качества газа (фактически на пределе своих технологических возможностей). В связи с этим Уренгойгаз-промом совместно с ВНИИгазом разработана модифицированная технологическая схема с предварительной осушкой газа до абсорберов, которая принципиально позволяет решить возникшую проблему. По теоретическим проработкам эта модифицированная технология осушки газа позволяет обеспечить с достаточным запасом требования по глубине осушки газа как за счет предварительной подсушки газ а, так и за счет расширения возможностей охлаждения газа после ДКС первой ступени (второй очереди) в ABO типовой конструкции и, соответственно, снижении температуры контакта газа в основном абсорбере (вплоть до реализации осушки газа в основном абсорбере при низких температурах контакта - технология осушки газа при температурах контакта до О °С была проверена на Уренгойском промьюле еще 12 лет назад и показала свою работоспособность). [c.17]

На всех УКПГ первые очереди мощностей по сжатию газа ДКС расположены после установок абсорбционной осушки газа. На ДКС-1 осушенный газ дожимается до давления 4-5 МПа, затем подается на головные компрессорные станции (ГКС), где дожимается до давления 7,2-7,4 МПа и после охлаждения подается в магистральные газопроводы (МГ). Благодаря такому размещению ДКС-1 и ГКС обеспечена частичная централизация мощностей, что позволило снизить капвложения и сократить сроки строительства. Кроме того, такое расположение ДКС-1 позволяет в абсорберах поддерживать относительно низкие температуры контакта 10-16 °С, что благоприятно влияет на процесс осушки газа. [c.19]

Ниже, на примере работы УКПГ Уренгойского месторождения производится оценка влияния месторасположения ДКС на работу установок осушки газа для обеспечения температуры точки росы газа по влаге. В качестве частного случая рассматривается вариант, когда обеспечивается нормальный гидравлический режим работы абсорберов, то есть соблюдается синхронность между снижением давления и объемом добычи газа. (В обратном случае ввод ступени сжатия перед установками осушки газа неизбежен). [c.20]

Показатели ОСТа установлены относительно рабочего давления МГ, то есть 7,4 МПа. На всех УКПГ Уренгойского месторождения рабочее давление в абсорберах значительно ниже 7,4 МПа. В этих условиях целесообразно глубину осушки газа оценить его остаточным влагосодержанием на выходе из абсорберов. Для указанных в ОСТе температур точек росы остаточное влагосодержание газа (Вт) не должно превышать 0,052 и 0,026 г/м , соответственно для летнего и зимнего периодов года, при давлении 7,4 МПа. [c.21]

Ниже представлены расчетные данные (табл. 2) по эффективности осушки газа в абсорбере при плотности орошения 15 кг/1000 м и моделированию абсорбера от одной до двух теоретических ступеней контакта и температуре на входе в УКПГ 15 °С (рассматривается летний режим, в зимнее время года температура газа на входе в УПКГ может быть ниже и составляет в среднем 7-12 °С). [c.38]

Достигаемая температура точки росы осушенного газа в абсорбере МФА в зависимости от температуры контакта и количества теоретических ступеней контакта (давление в абсорбере 4,5 МПа, расход РДЭГа - 15 кг/1000 м на входе в УКПГ температура газа 15 °С, давление 3,0 МПа) [c.39]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология