Меню Рубрики

Установки для низкотемпературной сепарации газа

Низкотемпературная сепарация газа

Газ, обладающий высоким пластовым давлением, подготавливают в установках низкотемпературной сепарации (НТС), при этом используется энергия самого газа.

Этот метод применяется на первой стадии разработки месторождений природного газа, когда пластовые давления достаточно высокие. Методы низкотемпературной сепарации приемлемы также для подготовки нефтяного газа высокого давления. При разработке нефтяных месторождений с газовым фактором 1000 м 3 /т и более нередко осуществляют низкотемпературную сепарацию нефти и газа, получая при этом нефтяной газ, не требующий отбензинивания и осушки.

Наиболее широко метод низкотемпературной сепарации применяется для подготовки газа из газоконденсатных месторождений.

Метод низкотемпературной сепарации заключается в использовании свойства газа изменять свою температуру при резком снижении давления (дросселировании). Это свойство получило название дроссель-эффект, или эффект ДжоуляТомсона.

Величина изменения температуры газа при снижении его давления на 0,1 МПа называется коэффициентом ДжоуляТомсона. Для идеального сухого газа этот коэффициент равен примерно 0,3 ºС. Однако реальные газы всегда содержат влагу и тяжелые углеводороды, которые при понижении переходят в жидкое состояние, выделяя скрытую теплоту конденсации. Поэтому в реальных условиях коэффициент Джоуля–Томсона составляет 0,15–0,25 ºС.

Проявление эффекта Джоуля–Томсона можно нередко наблюдать на газопроводах и оборудовании, которые покрываются белым налетом в виде инея или снега. Этот налет образуется из влаги окружающего воздуха, конденсирующейся на металлических поверхностях, охлажденных газом в результате снижения его давления на штуцерах, задвижках, при расширении в аппаратах, при изменении диаметром газопроводов и т. д.

Оптимальное начальное давление газа, при котором в реальных условиях в результате дроссель-эффекта может быть достигнуто охлаждением этого газа, необходимое для его качественной подготовки, обычно составляет 16-30 МПа.

Рис. 3.3. Технологическая схема подготовки газа методом низкотемпературной сепарации:

I – конденсат на подготовку; II – конденсат и ДЭГ на разделение и подготовку; III – газопровод подготовленного газа; 1 – газоконденсатная скважина; 2 – сепаратор;

3 — теплообменник; 4 – холодильная машина; 5 – дроссель;

6 – низкотемпературный сепаратор; 7 — конденсатосборник

Принцип работы установки НТС следующий (рис. 3.3). Газ из скважины 1 по газопроводу-шлейфу поступает в сепаратор 2, затем газ охлаждается в теплообменнике 3 и через штуцер 5, в котором его давление снижается до 7-8 МПа, подается в низкотемпературный сепаратор 6.

Перед тепло­обменниками 3 в поток газа для предотвра­щения гидратообразования насосом подается диэтиленгли­коль (ДЭГ) 90. 92%-ной концентрации в количестве 2. 2,5 кг на 1 тыс. м 3 газа.

В сепараторе 2 от газа отделяются влага и наиболее тяжелые углеводороды, сконденсировавшиеся в шлейфе, в сепараторе 6 выпадают углеводородный конденсат и вода с ингибитором. Конденсат из сепараторов 2 и 6 поступает в конденсатосборники 7.

Часть газа из низкотемпературного сепаратора 6 поступает напрямую в газопровод III, а другая часть – в теплообменник 3 для охлаждения неподготовленного газа и затем также в газопровод III. Количество газа, направляемого из сепаратора 6 в теплообменник 3, регулируются с учетом обеспечения оптимального режима низкотемпературной сепарации.

По истечении определенного времени разработки месторождения, когда давление газа снижается и становится недостаточным для необходимого охлаждения его за счет дроссель-эффекта, газ проходит через холодильную машину 4, вырабатывающую искусственный холод для дополнительного охлаждения газа.

Процесс подготовки конденсата, выделяющегося из газа на установках НТС, заключается в разделении его на воду (или водный раствор ДЭГ) и углеводородный конденсат. Углеводородный конденсат подают в газопровод или используют на собственные нужды, например в котельной. Раствор ДЭГ направляется на регенерацию.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Студент — человек, постоянно откладывающий неизбежность. 11275 — | 7577 — или читать все.

источник

Установка низкотемпературной сепарации газа

Принципиальная схема установки низкотемпературной сепарации газа

Сырой газ со сборного пункта поступает на первую ступень сепарации во входной сепаратор 1, где от газа отделяется водная фаза и нестабильный углеводородный конденсат. Далее отсепарированный газ поступает в теплообменник 2 типа «газ-газ» для рекуперации холода сдросселированного газа, где охлаждается на 10-15°С и более. Охлажденный газ из теплообменника подают на расширительное устройство (дроссель) 2, после которого его температура вследствие эффекта Джоуля-Томсона понижается еще на 10–20°С. После дроссельного устройства 2 обрабатываемый газ вместе со сконденсировавшейся жидкой фазой поступает в низкотемпературный сепаратор 4, где от него отделяется жидкая фаза (водная и углеводородная), а очищенный от влаги и тяжелых углеводородов (С5+в) холодный газ проходит рекуперативный теплообменник 2 в противотоке с «сырым» газом и далее поступает в газопровод в качестве товарного продукта.

Эффективность охлаждения газа посредством использования процесса изоэнтальпийного расширения газа с рекуперацией холода может достигать 10-12°С на 1 МПа свободного перепада. Впрыск ингибитора гидратообразования (гли-коли, метанол) предусматривается как перед теплообменником 2, так и перед дросселем в объеме, необходимом для обеспечения безгидратного режима эксплуатации технологического оборудования.

Водная фаза (т.е. водный раствор ингибитора) и углеводородный конденсат, выделившийся в сепараторе 4, пос­тупают в разделитель 6, где углеводородный конденсат частично дегазируется. Далее конденсат направляют на установку его стабилизации или закачивают в нефтепровод. Отработанный водный раствор ингибитора гидратообразования направляют на установку регенерации.

Читайте также:  Установка компрессора sc14 на классику

Перечень основного технологического оборудования, входящего в состав установки:

Газосеператор Ррмах=6,3 МПа, Дс=800 мм 1 шт.

Теплообменник «газ-газ» (труба в трубе) на базе теплообменных элементов ТТОН 1 шт.

Дроссельное устройство 1 шт.

Газосеператор Ррмах=4,0 МПа, Дс=1200 мм 1 шт

ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

По своему классификационному признаку методы осушки газов подразделяются на три основные группы :

В основе лежит искусственное охлаждение газов, компримирование их, а также сочетание компримирования с охлаждением. Осуществляются они следующими способами:

· вымораживанием влаги из газа с использованием низких температур атмосферы;

· охлаждением газа, с дополнительным компримированием и без него;

·инжекцией химических веществ в газовый поток промысловых газосборных трубопроводов с последующим улавливанием продуктов гидратации на сепарационных и центральных установках;

· низкотемпературной сепарацией (то есть охлаждением природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы).

Химическая реакция между водой и химическими веществами может быть столь полной, что образующиеся при этом продукты гидратации будут иметь чрезвычайно низкую упругость водяных паров. Имеются химические реагенты, обеспечивающие практически полную осушку газа. Однако эти реагенты очень трудно или вообще невозможно регенерировать, что делает их непригодными для использования в качестве промышленных осушителей. Они широко применяются при лабораторном определении влажности газов.

Физико-химический.

Основаны на поглощении влаги различными поглотителями (сорбентами) и делятся на две основные группы: адсорбция (с применением твердых сорбентов) и абсорбция (с применением жидких сорбентов).

Добываемый природный газ, наряду с углеводородами, содержит углекислый газ, пары влаги, количество которой зависит от состава газа, давления и температуры, и другие примеси. От этих примесей газ (главным образом, метан) должен быть осушен и очищен при транспортировке перед подачей потребителю в качестве топлива или сырья для переработки в химические продукты. Адсорбционный способ подготовки газа в практике газодобычи как отечественной, так и зарубежной, нашел широкое применение и имеет ряд преимуществ перед другими, так же часто используемыми способами промышленной подготовки газа: низкотемпературной сепарацией, абсорбцией гликолями. Способы адсорбционной осушки газа силикагелем, с последующей регенерацией нагретым газом и охлаждением не нагретым газом при давлении равном, давлению адсорбции .

При абсорбционной осушке природного газа, в качестве осушителя используются также дорогостоящие жидкие сорбенты: диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) и др. При адсорбционной осушке природного газа в качестве осушителя используется твердые сорбенты: цеолит, алюминий и др.

Наряду с этим, установки адсорбционного типа имеют ряд недостатков, к которым следует отнести высокую металлоемкость, цикличность технологических процессов и сравнительно большое гидравлическое сопротивление в технологической линии осушки.

Недостатком выше перечисленных методов является высокая стоимость проводимого технологического процесса, а также эксплуатационные затраты при применении этого способа будут выше, чем при новом способе, научная новизна которой подтверждена патентом Туркменистана.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является физический способнизкотемпературной сепарацией (т. е. охлаждением природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы).

Поставленная задача заключается в том, что осушку природного газа производят теплофизическим методом, при этом, при нагреве газоконденсатной смеси, используют вторичное тепло масляного теплообменника, а выделяемый водород применяют в качестве топлива.

Этот способ обезвоживания природного газа, поможет исключить использование дорогостоящих ненадежных в эксплуатации и требующих дополнительного оборудования для регенерации адсорбентов и абсорбентов, а также упростить конструкции и эксплуатацию установок.

Технический результат при использовании настоящего изобретения состоит в организации простой и надежной осушки природного газа, в стабилизации состава газа после осушки по содержанию паров воды, в удешевлении процесса на используемой лабораторной установке, расширении его функциональных возможностей, без применения ингибиторов гидратообразования и использовании, выделяемого из влаги, водорода в качестве топлива для печи-теплообменника, а такжеснижение эксплуатационных затрат.

Способ осуществляется на лабораторном стенде, при подаче природного газа в печь-теплообменник, в которой влага, имеющаяся в составе природного газа, испаряется при высокой температуре (110°С—150°С), а за счет теплообмена с техническим маслом, находящимся в печи — теплообменнике с более высокой температурой (290°С) из состава влаги выделяется водород, который используют как топливо для печи — теплообменника.

Реализацию осуществления предлагаемого способа можно проследить на принципиальной технологической схеме установки для лабораторных исследованийосушки природного газа теплофизическим методом.

Рис.1 Принципиальная схема лабораторной установки осушки природного газа теплофизическим методом.

Установка для лабораторных исследований осушки природного газа теплофизическим методом состоит из 5-ти блоков:

I.Увлажнитель. Он предназначен для увлажнения сухого природного газа.

II.Печь-теплообменник — предназначена для нагревания до температуры 110 о С – 120 о С увлажнённого природного газа.

III.Дегидратор предназначен для разделения парогазовой смеси на два потока: сухой газ и парогазовую смесь.

IV.Комплекс задвижек предназначен для регулирования подачи газа с верхней и с нижней частей дегидратора поочерёдно в печь-теплообменник и конденсатор-теплообменник.

V.Конденсатор-теплообменник предназначен для конденсации нагретых паров, в входящих в состав природного газа, за счёт теплообмена с водой и получения осушенного природного газа с необходимой температурой.

Читайте также:  Установки для storm control

На схеме приняты следующие обозначения: 1 — труба для подачи в установку природного газа; 2 –ёмкость, заполненная водой; 3 и 4 — задвижки (краны) установленные на линиях соответствующих трубопроводов 3 и 4; 5 – труба, служащая для подачи в печь увлажненного газа; 6 — змеевик (спираль); 7 – ёмкость печи-теплообменника, заполненная техническим маслом; 8 – труба, служащая для выброса продуктов сгорания из печи-теплообменника; 9 – труба, для подачи парогазовой смеси из печи в дегидратор; 10, 11 — верхняя и нижняя части дегидратора; 12 – дроссель; 13, 14 — трубы для подачи сухого газа и парогазовой смеси к комплексу задвижек; 15 – 18 – задвижки, входящие в комплекс задвижек; 19, 20 — трубы для подачи сухого газа и парогазовой смеси в печь-теплообменник и конденсатор- теплообменник; 21 — труба для подачи сухого газа в печь-теплообменник; 22 — кран для выпуска конденсата (воды).

Способ осушки природного газа осуществляется следующим образом :

Для создания экспериментальной парогазовой составляющей, природный исходный газ по трубопроводам 1 и 3 через задвижку 3 поступает в трубопровод 5. Одновременно, из ёмкости 2 через кран 4, дозировано, в трубу 5 подаётся вода, при этом образуется парогазовая смесь нужной концентрации, необходимой для лабораторной проверки. Патрубки трубы 5, соединяют выходы трубы 4, соединяющую его с ёмкостью 2, и трубы 3 со змеевиком 6, по которой далее газ поступает на осушку в печь – теплообменник (ПТ), состоящую из ёмкости 7 объёмом 50 литров, заполненную техническим маслом, внутри которой расположен змеевик 6. В змеевике 6, под воздействием температуры нагретого до 290 о С техническогомасла, образуется согретая до температуры 110—150 о С парогазовая смесь, которая по трубе 9 поступает в среднюю часть дегидратора (ДЭГ). В ДЭГ происходит разделение парогазовой смеси на два потока собираемых в верхней 10 и нижней 11 частях ДЭГ. Верхний поток, обладает меньшей плотностью, чем нижний, содержит водород и пары воды, в то время как нижний поток имеет только осушенную метановую фракцию. В результате, исходная парогазовая смесь в ДЭГ разделяется на два потока: верхняя парогазовая смесь содержит водород, используемый в качестве горючего для ПТ, нижняя осушенная фракция подвергается исследованию на предмет наличия в осушенном газе количества влаги. Регулирование дальнейшей подачи полученных в дегидраторе смесей производится с помощью комплекса задвижек (КЗ) по приведённым выше вариантам, при этом водород поступает в виде топлива в ПТ. В конденсаторе-теплообменнике (КТ) происходит конденсация нагретых паров в составе природного газа за счёт теплообмена с водой и при этом получают осушенный природный газ с необходимой температурой.

Дата добавления: 2018-02-28 ; просмотров: 959 ;

источник

Низкотемпературная сепарация углеводородов из природного и нефтяного попутных газов

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 26.03.2015 2015-03-26

Статья просмотрена: 10209 раз

Библиографическое описание:

Кобилов Х. Х., Гойибова Д. Ф., Назарова А. П. Низкотемпературная сепарация углеводородов из природного и нефтяного попутных газов // Молодой ученый. — 2015. — №7. — С. 153-155. — URL https://moluch.ru/archive/87/14912/ (дата обращения: 28.03.2020).

Низкотемпературная сепарация является наиболее эффективным процессом для выделения и отделения из сырого газа всех высококипящих компонентов.

Кроме того, сепарация газа при низкой температуре является отличным средством для дегидратации его, так как под действием сравнительно низких температур содержащиеся в газе пары воды конденсируются в капельную жидкость, переходя затем в кристаллогидраты, которые, как и жидкие углеводороды, в сепараторах отделяются от газа.

Можно утверждать, что низкотемпературная сепарация является высокоэффективным комплексным процессом, освобождающим газ от воды и «выбивающим» из него высококипящие компоненты.

Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого (100–200 am) давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ.

Низкотемпературная сепарация газа — процесс промысловой обработки природного газа c целью извлечения из него газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при температурах от 0 до -30°C. Первая промышленная установка низкотемпературной сепарации (HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950, в CНГ в 1959.

Рис. 1. Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа: I — сепаратор первой ступени; II — газовый теплообменник; III — испаритель-холодильник; IV — штуцер; V — низкотемпературный сепаратор; 1 — необработанный газ; 2 — смесь углеводородного конденсата и воды; 3 — ингибитор гидратообразования; 4 — обработанный газ; 5 — смесь углеводородного конденсата и насыщенного водой ингибитора гидратообразования

Низкотемпературная сепарация осуществляется по следующей схеме. Газ из скважины по шлейфу проходит (рис.1) через сепаратор первой ступени (для предварительного отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах и шлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепарированного холодного газа. После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давления максимальной конденсации (или близкого к нему), температура его при этом снижается (за счёт дроссель-эффекта). B сепараторе вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости газового потока выпадают конденсат и влага, которые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловый сборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата. C целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включён турбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки месторождения) до значения, при котором не представляется возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счёт энергии пласта, в схему включается источник искусственного холода — холодильный агрегат. Технологический режим установки HTC определяется термодинамической характеристикой месторождения, составом газа и конденсата, a также требованиями, предъявляемыми к продукции промысла. Для предупреждения образования гидратов в схемах HTC предусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования. Давление последней ступени сепарации определяется давлением в газопроводе, температура — из условия глубины выделения влаги и тяжёлых углеводородов. Технология низкотемпературной сепарации пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (C5+B) до 97 %, a также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа. Достоинством установки HTC являются низкие капитальные и эксплуатационные затраты (при наличии свободного перепада давления), недостатком — низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счёт облегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта.

Читайте также:  Установка подрулевых переключателей на уаз 452

Для повышения эффективности HTC используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильного конденсата или др. углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа (замена низкотемпературного сепаратора на абсорбер-сепаратор — многофункциональный аппарат, в котором при различных этапах разработки месторождения можно осуществлять процессы HTC, a также абсорбционного отбензинивания и осушки газа).

Эффективным на сегодняшний день является применение Системы Низкотемпературной Сепарации (НТС) и Низкотемпературной конденсации (НТК) углеводородов из природного и нефтяного попутных газов прямым охлаждением.

Для обеспечения точки росы газа по углеводородам и числа Воббе из газа в процессе подготовки удаляют основную часть углеводородов С5+ и часть углеводородов С34. Практически всегда это осуществляют за счёт использования процесса низкотемпературной сепарации газа. Часть указанных углеводородных компонентов выделяется из газа при сепарации в процессах ступенчатого сжатия и охлаждения газа. Для охлаждения газа могут быть использованы процессы внешнего охлаждения, дросселирования, детандирования и другие.

Метод низкотемпературной сепарации, при котором охлаждение газа осуществляется холодом, вырабатываемым внешней холодильной станцией, является самым эффективным для контроля точки росы по углеводородам и их сепарации, для скважин с малым давлением или на этапе падения температурного эффекта дросселирования.

По мере разработки месторождения на истощение для поддержания заданного уровня добычи жидких углеводородов из все облегчающегося состава исходной смеси необходимо снижать температуру сепарации. На практике же из-за непрерывного снижения свободного перепада давления температура сепарации постоянно растет. Поэтому на снижение эффективности НТС в процессе эксплуатации объективно влияют одновременно два фактора — облегчение состава пластовой смеси и повышение температуры сепарации.

В современных условиях установки НТС необходимо заменять установками (заводами) низкотемпературной конденсации (НТК), отличающимися значительно более низкими температурами охлаждения потоков (до -120 °С). Такие уровни температур обеспечивают глубокое извлечение не только жидких углеводородов, но и пропана и этана.

В процессе низкотемпературной конденсации (НТК) газа охлаждение продолжают лишь до заданной степени конденсации паровой фазы (исходного газа), которая определяется необходимой глубиной извлечения целевых компонентов из газа и достигается с помощью вполне определенной (в зависимости от состава исходного газа и давления в системе) конечной температуры процесса охлаждения.

Совместно с адсорбционными блоками осушки газа (БОГ) с замкнутым циклом регенерации, блоки НТС или НТК позволят подготовить газ, для высокоэффективной работы газотурбинных электростанций подавая сухое и качественное топливо или получая жидкие углеводороды.

Применение БОГ и НТС, НТК на входе компрессора, позволит не только подготовить товарный газ, но и защитить масло компрессора от влаги и растворяемых в нем углеводородов, что значительно снизит эксплуатационные расходы компрессора и увеличит его моторесурс.

Системы низкотемпературной сепарации (НТС), наиболее эффективны для получения товарной продукции, в виде сжиженной пропан-бутановой фракции, для заполнения баллонов и газового бензина на малодебитных газовых и нефтяных скважинах.

Низкотемпературная конденсация (НТК) обеспечивает глубокое извлечение и высокую чистоту товарных продуктов, она наиболее экономична из всех используемых ныне процессов.

1. Багатуров С. А. Основы теории и расчета перегонки и ректификации. М.: Химия, 1974. — 439 с.

2. Молоканов Ю. К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. М.: Химия, 1980.- 407 с.

3. Скобло А. И., Молоканов Ю. К., Владимиров А. И., Щелкунов В. А. Процессы и аппараты нефтегазопеработки и нефтехимии. 3-е изд., перераб. и доп. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 677 с.

4. Стабников В. В. Ректификационные аппараты. М.: Машиностроение, 1965. — 356 с.

источник