Меню Рубрики

Установки для компремирование газа

Описание Установок компримирования и переработки газа

Описание технологического процесса

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Установки по компримированию и переработке газа (УКПГ) предназначены для переработки попутного нефтяного газа с извлечением из него целевых продуктов: широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), получением сухого отбензиненного газа (СОГ), пропана технического (ПТ) пропан — бутана технического (ПБТ) и бензина газового стабильного (БГС) или стабильного конденсата в зависимости от режимов работы установок.

Для извлечения целевых компонентов из попутного нефтяного газа на УКПГ-1,2 используется низкотемпературная конденсация и низкотемпературная ректификация. Низкотемпературная конденсация (НТК) — это процесс изобарного охлаждения газа (при постоянном давлении) до температур, при которых при данном давлении появляется жидкая фаза.

Разделение углеводородных газов методом НТК осуществляется путем охлаждения их до заданной температуры при постоянном давлении, сопровождающегося конденсацией извлекаемых из газов компонентов, с последующим разделением в сепараторах или колоннах газовой и жидкой фаз. Высокой четкости разделения углеводородных газов путем однократной конденсации и последующей сепарации добиться практически невозможно. Поэтому современные схемы НТК включают колонну деэтанизации или деметанизации. Газовая фаза при этом выводится с установки с последней ступени сепарации, а жидкая фаза после теплообмена с потоком сырого газа поступает на питание в колонну деэтанизации или деметанизации. В этом случае ректификация, как правило, предназначается для отделения остаточных количеств растворенных газов из жидкой фазы, например, этана из пропан-бутановой фракции (деэтанизаторы) или метана из фракции С2+ (деметанизаторы).

В процессе низкотемпературной конденсации охлаждение продолжают до заданной степени конденсации газовой фазы, которая определяется необходимой глубиной извлечения целевых компонентов. Для этого задают конечную температуру процесса охлаждения. Эта температура достигается путем подвода расчетного количества холода.

Для того, чтобы задаться конечной температурой охлаждения газового потока, необходимо определить температуры фазовых переходов при выбранных значениях давления. Для индивидуального вещества существует критическая точка, которой соответствуют критические температура Ткр и давление Ркр. Это максимальные значения температуры и давления, при которых еще возможно существование двух фаз. При температуре выше критической существует только одно фазовое состояние, и никакими сочетаниями других параметров перевести его в двухфазное состояние невозможно. Следовательно, процессы частичного или полного сжижения однокомпонентного газа можно осуществить только после предварительного охлаждения газа до температуры ниже критической.

На практике чаще приходится иметь дело с многокомпонентными газовыми смесями, в которых критические области наблюдаются в широком диапазоне параметров в зависимости от состава. Если процесс конденсации осуществляется при давлении и температуре ниже критических значений компонентов, которые подлежат конденсации, то одновременно с конденсацией этих компонентов имеет место частичная конденсация даже тех компонентов, у которых критическая температура ниже, чем температура смеси. Это обусловлено тем, что углеводородные газы способны растворяться в углеводородных жидкостях.

Растворение газа в жидкости, так же как и конденсация, сопровождается выделением тепла. Значение тепла растворения незначительно отличается от значения тепла конденсации.

По мере снижения температуры увеличивается количество образовавшейся жидкости и изменяется ее состав: жидкость обогащается легколетучими компонентами. Одновременно легколетучими компонентами обогащается и паровая фаза по мере конденсации тяжелых компонентов. При дальнейшем охлаждении смеси этот процесс будет продолжаться до полной конденсации паровой фазы. Поэтому в процессах разделения углеводородных газов задаются конечной температурой охлаждения, позволяющей получать заданную степень конденсации.

Одной и той же степени конденсации исходного газа можно достигать различными комбинациями значений температуры и давления. С повышением давления в системе степень конденсации при постоянной температуре увеличивается, а избирательность процесса снижается.

Интенсивность изменения степени конденсации не прямо пропорциональна изменению давления и температуры. В области низких давлений степень конденсации быстро меняется с изменением давления. При дальнейшем увеличении давления интенсивность конденсации снижается. Аналогичное влияние оказывает изменение температуры: наиболее интенсивно степень конденсации увеличивается с понижением температуры до определенного значения (в зависимости от состава газа), ниже которого скорость конденсации замедляется.

Таким образом, степень конденсации углеводородов можно увеличивать двумя способами: повышением давления при постоянной температуре или понижением температуры при постоянном давлении. Однако процесс конденсации в этих случаях имеет свои особенности. При росте давления при постоянной температуре повышение степени конденсации происходит одновременно с ухудшением четкости разделения углеводородов, так как в жидкую фазу вместе с тяжелыми компонентами переходит значительное количество легких компонентов. В случае понижения температуры при постоянном давлении увеличение степени конденсации сопровождается повышением четкости разделения легких и тяжелых компонентов, что объясняется большей разностью значений летучести компонентов смеси в области низких температур.

Читайте также:  Установка газовый баллон метана

Поэтому для получения достаточно чистых индивидуальных компонентов газа, или узких фракций углеводородов, целесообразно проводить процесс при умеренном давлении и низких температурах, а также использовать сочетание низкотемпературной конденсации с последующей деметанизацией или деэтанизацией образовавшейся жидкой фазы в ректификационных колоннах, для удаления растворенных в ней легких компонентов.

Таким образом, современные схемы установок НТК включают следующие узлы: компримирование газа (при необходимости) до заданного давления; осушка газа; охлаждение газа для образования двухфазной системы; сепарация двухфазной системы; деэтанизация (деметанизация) образовавшейся жидкой фазы.

Схемы НТК классифицируют по числу ступеней конденсации и источников холода.

По числу ступеней конденсации схемы НТК подразделяют на одно-, двух- и трехступенчатые. После каждого процесса однократной конденсации осуществляется сепарация образовавшейся двухфазной смеси с выводом жидкой фазы.

По виду источников холода схемы НТК подразделяют на схемы: с внешним холодильным циклом; с внутренним холодильным циклом; с комбинированным холодильным циклом. Для получения глубокого холода используют каскадные холодильные циклы.

Разделения двухфазной системы осуществляется в ректификационных колоннах.

Ректификация — разделение жидких или газожидкостных смесей на составляю­щие компоненты или группы составляющих компонентов, различающихся по температурам кипения, в результате противоточного взаимодей­ствия паров смеси и жидкости смеси.

Взаимодействие паров и жидкости достигается в ректификационных колоннах, снабженных контактными устройствами — ректификационными тарелками или насадкой. Движущая сила ректификации- разность между фактическими (рабочими) и равновесными концентрациями компонентов в паровой фазе, отвечающими данному составу жидкой фазы. Парожидкостная система стремится к достижению равновесного состояния, в результате чего пар при контакте с жидкостью обогащается легколетучими (низкокипящими) компонентами (ЛЛК), а жидкость — труднолетучими (высококипящими) компонентами (ТЛК). Поскольку жидкость и пар движутся, как правило, противотоком (пар- вверх, жидкость — вниз), при достаточно большой высоте колонны в ее верхней части можно получить практически чистый целевой компонент.

Основные параметры, определяющие работу ректификационных колонн — это давление, температуры верха, низа и ввода сырья в колонну, кратность орошения или флегмовое число. Но оптимальное это минимальное давление, при котором конденсацию верхнего продукта можно проводить, охлаждая водой или воздухом. Следовательно, выбранная температура в емкости орошения и будет определять давление в колонне: при парциальной конденсации паров верхнего продукта — это давление точки росы, а при полной конденсации — давление насыщенных паров кипящей жидкости.

При выборе схемы ректификации необходимо принимать во внимание многие показатели, влияющие на экономику (расход электроэнергии, топлива, габариты аппаратуры, затраты на перекачку). Кроме того, при выборе схемы фракционирования сле­дует сравнивать различные схемы с точки зрения большой легкости, надежности и возможности получения продуктов необходимого качества.

Дата добавления: 2015-07-02 ; Просмотров: 3659 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

источник

Особенности технологического процесса подготовки и компримирования низконапорного ПНГ

Специалисты группы компаний ЭНЕРГАЗ выработали достаточно полное понимание проблем, вызванных со спецификой работы с ПНГ, и предлагают ряд решений на основе профессионально обоснованного и многократно подтвержденного опыта.

Значение качества подготовки и компримирования попутного нефтяного газа для его последующей утилизации предполагает определенные требования к надежности и эффективности технологического оборудования, применяемого в этом сегменте нефтегазовой отрасли. Специалисты группы компаний ЭНЕРГАЗ выработали достаточно полное понимание проблем, вызванных со спецификой работы с ПНГ, и предлагают ряд решений на основе профессионально обоснованного и многократно подтвержденного опыта.

Попутным нефтяным газом (далее – ПНГ) называют природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. С развитием инфраструктуры, необходимой для его рационального использования, снижается вынужденная надобность в его сжигании.

Последовательное повышение доли эффективного использования ПНГ открывает перспективы роста экономической и экологической результативности нефтегазового сектора, а это, в свою очередь, выдвигает новые задачи для разработчиков и изготовителей технологического оборудования газоподготовки.

Дальнейшее совершенствование технологического оборудования, обеспечивающего сбор, подготовку и переработку, расширяет возможности применения ПНГ как в различных отраслях промышленности, так и для собственных нужд в непосредственной близости от места добычи, включая автономную генерацию электроэнергии

КРИТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ С ПНГ

Назовем некоторые особенности работы с ПНГ, оказывающие критическое влияние на конструкцию оборудования и принимаемые решения в части технологии.

Изменение состава ПНГ в зависимости от времени и/или особенностей добычи газа

Читайте также:  Установка задних подголовников лада калина

Попутный нефтяной газ, поступающий для дальнейшей подготовки, обладает свойством изменения состава с течением времени. Происходит это ввиду следующих факторов:

  • На этапе разработки скважины и получения первичных проб газа, закладываемых в основу технологического оборудования, состав ПНГ может отличаться от реального состава газа в момент начала эксплуатации оборудования;
  • Состав газа может меняться с течением времени из-за истощения месторождений;
  • Газ может поступать на установки газоподготовки из нескольких источников, и действительный состав газа будет зависеть от пропорций смешения ПНГ различного происхождения.

Высокая температура точки росы ПНГ

Начиная со второй и последующих ступеней сепарации нефти, содержание тяжёлых углеводородов С3+выше в получаемом газе значительно выше по сравнению с ПНГ первой ступени сепарации. Данная особенность газа приводит к существенному повышению температуры точки росы. Учитывая возможность изменения состава газа с течением времени, этот фактор является существенным при проектировании установок газоподготовки, так как выпадение конденсата в количестве, превышающем расчетные показатели, увеличивает риск аварийных остановов оборудования и выхода его из строя.

Помимо тяжелых углеводородов в ПНГ может содержаться значительное количество воды, выпадение которой также возможно в процессе обработки газа.

Низкое давление среды на входе в оборудование газоподготовки

Низкое давление рабочей среды на входе в компрессорную установку относится к факторам, усложняющим проектирование, так как влечет следующие трудности:

  • Ввиду того, что на входе в установку зачастую может возникать вакуум, при каждом останове оборудования происходит обратный ток газа во входной трубопровод, что нередко сопровождается уносом масла;
  • При давлении газа на входе в КУ ниже атмосферного существует вероятность проникновения через неплотности трубопроводов атмосферного воздуха, а это существенно повышает опасность процесса газоподготовки.

Содержание в газе химических соединений

Практика показывает, что в попутном нефтяном газе зачастую содержатся химические соединения различного происхождения, не зафиксированные в характеристиках газа, на основании которых осуществляется проектирование оборудования.

Данная особенность может никак не проявляться в процессе работы оборудования, однако, при определенном стечении обстоятельств могут возникать предпосылки для попадания таких соединений в маслосистему компрессорной установки. Это приводит к образованию отложений в маслосистеме (характерный пример – забивание масляных фильтров при отсутствии механических загрязнителей).

Жесткие климатические условия в местах размещения оборудования

Большинство объектов, на которых используется ПНГ, расположено в северной части Российской Федерации, в том числе за полярным кругом. В условиях крайне низких температур окружающей среды в зимний период, и короткого, но жаркого лета, могут возникать ситуации, потенциально влияющие на надежность оборудования:

  • Замерзание тонких трубопроводов системы отвода конденсата;
  • Замерзание тонких трубопроводов маслосистемы;
  • Повышенная температура в технологическом отсеке компрессорной установки в летние месяцы.

Многолетний опыт поставок технологического оборудования для подготовки попутного нефтяного газа хорошо послужил нам при выработке комплекса мер по устранению негативного влияния ряда особенностей работы с ПНГ. Выделим основные направления.

Индивидуальное проектирование оборудования

Ввиду того, что оборудование для компримирования газа обладает рядом требований к качеству сжимаемой среды, таких как отсутствие механических примесей и капельной жидкости, необходимо особое внимание уделять предварительной подготовке ПНГ. Такие факторы, как широкий диапазон состава газа и его вариативность, высокая точка росы и наличие влаги в газе, требуют реализации следующих мер:

  • Установка входного фильтра-скруббера с достаточным резервом по фильтрующим и сепарирующим характеристикам

  • Установка системы удаления конденсата из входного скруббера с применением вакуумных насосов или газа высокого давления с нагнетания компрессорной установки для эффективного отведения конденсата при низком давлении газа на входе в установку;
  • Использование пробкоуловителя, если возможны залповые вбросы жидкости из системы трубопроводов и другого технологического оборудования.

Расчет технологического процесса внутри компрессорной установки

Преобладающее содержание тяжелых углеводородов существенно повышает температуру точки росы попутного нефтяного газа. Поэтому для обеспечения надежной бесперебойной работы оборудования необходимо проектировать все технологические процессы таким образом, чтобы в каждой точке температура среды была выше точки росы по воде и углеводородам, а условия для выпадения конденсата исключались. Практика показывает, что состав сжимаемого газа может меняться с течением времени ввиду различных факторов, и при расчете оборудования мы обязательно учитываем этот факт. Таким образом, прогнозируется и достигается первичная защита внутренних компонентов оборудования от выхода из строя.

В то же время, после завершения процесса сжатия для дальнейшей подготовки газа к транспортировке или подаче потребителю, предусматривается охлаждение газа в кожухотрубных теплообменных аппаратах со встроенным сборником конденсата, тем самым понижается точка росы ПНГ. В ряде случаев может применяться схема с рекуперативным теплообменным аппаратом, в котором газ после отделения конденсата подогревается за счет тепла, полученного в ходе компримирования. В итоге, на выходе из установки получаем газ с температурой, существенно превышающей температуру точки росы, и соответственно при охлаждении газа в ходе транспортировки выпадения конденсата не происходит.

Читайте также:  Установка колпака на штампованный диск

Применение специализированного масла в маслосистеме установок

В качестве дополнительного способа защиты наши специалисты выбрали применение в маслосистеме компрессорных установок специализированного масла марки ESTSYN, созданного на основе сложных эфиров. Это масло разработано совместно с командой технических и сервисных специалистов заводов-изготовителей компрессорных установок. Анализ данных о работе масла, полученных при опытной эксплуатации на компрессорных установках, сжимающих ПНГ, подтверждает следующее:

  • Масло не вспенивается даже в условиях высокой цикличности циркуляции в маслосистеме (до 4 циклов в мин.);
  • Устойчиво к насыщению тяжелыми углеводородами;
  • Нивелирует коррозионную активность углеводородных газов;
  • Имеет повышенную устойчивость к любым агрессивным примесям;
  • Исключает лако- и шламообразование в маслосистеме и в компрессорном агрегате;
  • Сохраняет свои эксплуатационные свойства в течение длительного периода использования;
  • Адаптировано к применению в любых климатических условиях, включая экстремальные;
  • Эффективно при компримировании газа различного типа и компонентного состава;
  • Помогает поддерживать характеристики работы и состояние винтовых компрессоров без значимых изменений на протяжении установленного эксплуатационного периода между плановыми ТО.

Таким образом, применение специальных смазочных материалов при тщательном расчете всех технологических процессов, протекающих в установке, позволяет исключить риск выхода оборудования из строя по причинам, связанным с составом газа.

Подбор компонентов установок и проектирование систем собственных нужд

Для обеспечения работоспособности установок подготовки ПНГ в условиях крайне низких температур окружающего воздуха, мы предпринимаем следующие меры:

  • Все технологическое оборудование и элементы системы управления размещаются внутри индивидуального укрытия

  • Укрытие оборудовано системой обогрева на основе электронагревателей с принудительной конвекцией воздуха внутри укрытия;
  • Маслобак компрессорной установки оснащен погружным маслонагревателем;
  • Наиболее критичные точки технологической схемы установки, такие как трубопроводы дренажа конденсата, при необходимости оборудуются системами обогрева на основе греющих кабелей.

Помимо обеспечения надежной эксплуатации установок в зимний период, данное оборудование служит для обеспечения быстрого запуска оборудования в работу после длительного простоя без применения специальных дополнительных мероприятий по обогреву установки.

В летние же месяцы, когда температура окружающего воздуха даже в самых северных точках страны весьма высока, система вентиляции обеспечивает отвод избыточного тепла из технологического отсека компрессорной установки, а тепло, снимаемое на масляных и газовых охладителях, отводится в окружающую среду с помощью АВО, спроектированного для работы в таких условиях.

Из-за отсутствия возможности использования сжимаемой среды или сжатого воздуха в качестве рабочей среды для приводов механизмов компрессорных установок, мы применяем электроприводную арматуру. В том числе на особо ответственных позициях технологической схемы применяется отказоустойчивая быстродействующая электроприводная арматура, позволяющая оперативно отключать установку по входу и выходу газа в случае аварийного останова, препятствуя уносу масла во входной коллектор. Такое техническое решение позволяет избежать невозвратных потерь масла и сохранить фильтрующие элементы входного фильтра-скруббера.

Для обеспечения безопасности технологического процесса нами используются специализированные системы контроля содержания кислорода в сжимаемом газе, что позволяет системе управления своевременно отреагировать на попадание воздуха в сжимаемую среду и завершить работу оборудования до возникновения каких-либо последствий.

На сегодня 122 наши компрессорные установки задействованы в работе с низконапорным попутным газом (диапазон входного давления -0,02…0,4 МПа изб.). Из них 57 КУ функционируют на объектах по сбору и транспортировке газа, а 65 подготавливают НН ПНГ в качестве топлива для автономных энергоцентров месторождений.

Опыт, наработанный в самых тяжелых условиях эксплуатации установок подготовки и компримирования газа, дал коллективу наших специалистов комплекс необходимых знаний, инженерных и организаторских навыков, позволяющих реализовывать эффективные решения с детальным учетом географии расположения объекта, вида рабочей среды и особенностей технологического процесса.

Каждый проект газоподготовки, выполняемый Группой компаний ЭНЕРГАЗ, индивидуален. При минимальных затратах применяются оптимальные решения, обладающие максимальным потенциалом эффективности и надежности.

105082, Москва, ул. Б. Почтовая, 55/59, стр. 1

Ключевые слова: компримирование газа, ппутный нефтяной газ, утилизация газа, оборудование для подготовки газа, Энергаз

Keywords: compression of gas, associated gas, waste gas, equipment for gas treatment, Energaz

источник