Абсорбционной осушки газа. По мере разработки месторождения происходит постепенное снижение рабочего давления в абсорберах, что приводит к обострению следующих проблем:

По мере разработки месторождения происходит постепенное снижение рабочего давления в абсорберах, что приводит к обострению следующих проблем:

в абсорберах существенно ухудшаются условия для осушки газа, по­этому возникает необходимость повышения концентрации регенерирован­ного ДЭГа и его удельного расхода (кратности циркуляции);

более актуальной становится и проблема повышенного механическо­го уноса ДЭГа в мелкодисперсном виде в связи с увеличением линейной скорости газа в абсорберах.

Подключение ДКС второй очереди в «голове» технологического про­цесса не решает полностью возникающие проблемы, поскольку резко воз­растает температура газа после ДКС (до 35—40°С, а иногда и выше), тогда как последующее охлаждение потока сырого газа может осуществляться в АВО только в холодный период года. В результате два-три месяца в году осушку газа ДЭГом приходится осуществлять при высоких температурах контакта (выше 30°С) и при этом крайне затруднительно на существую­щем технологическом оборудовании реализовать требования по качеству товарного газа, направляемого в магистральные газопроводы.

Анализируя базовую технологию абсорбционной осушки газа в целом (см. рис. 1.1 и 1.2), нельзя не отметить основной и, на наш взгляд, принци­пиальный недостаток этой технологии — не вполне рациональное исполь­зование холода как окружающей среды (АВО), так и холодильных агрега­тов. В рассматриваемой базовой технологической схеме охлаждается (или должен охлаждаться по проекту) уже осушенный газ (до температурного уровня 0—(-2)°С, а на проектируемых объектах п-ова Ямал — еще ни­же), тогда как гораздо более рациональной представляется модификация этой технологической схемы с введением стадии предварительного охлаж­дения сырого (неосушенного) газа.

Перед тем как перейти к детальному обсуждению более эффективных технологий абсорбционной осушки газа в северных условиях, целесооб­разно сделать краткий исторический экскурс и отметить, что идея эффек­тивного использования холода окружающей среды для подготовки газа ме­сторождений Крайнего Севера — давняя и, можно сказать, заветная мечта специалистов газовой промышленности, начиная с 60-х годов, когда толь­ко-только началось освоение первых месторождений Западной Сибири. Здесь следует упомянуть интересные соображения и проработки Ю.П. Коротаева с сотрудниками, А.В. Язика и др. по частичной подготовке газа в системах промыслового сбора (шлейфах и коллекторах), а также оставшиеся практически не реализованными, хотя, казалось бы, и много­обещающие, конкретные технологические проработки специалистов ТюменНИИГипрогаза (Л.М. Гухман и др. [208]) и ВНИИГаза (Т.М. Бекиров с соавторами [209—211]) по модификациям технологических схем подготов­ки газа с возможностью его предварительного охлаждения до стадии абсорбционной осушки газа. Следует отметить и технологическое предложе­ние Уренгойгазпрома (Ю.Н. Ефимов [212]) по предварительной осушке («промывке») сырого газа НДЭГом (см. также обсуждение в [6]).

Перейдем к анализу модификации технологической схемы абсорбци­онной осушки газа, предложенной Л.М. Гухманом [208] на основании пер­вого опыта эксплуатации установок осушки на месторождении Медвежье. Им прежде всего отмечаются потенциальные возможности систем воздуш­ного охлаждения газа в северных регионах:

в Надым-Пур-Тазовском районе продолжительность холодного пе­риода года с температурой воздуха ниже минус 5°С составляет 180—220 сут, и в этот период реально охладить газ в АВО до температуры ниже 0°С;

в переходной период года, продолжительность которого 90—110 сут (при изменении температуры воздуха от минус 5 до +10°С), температуру кон­такта в абсорберах за счет воздушного охлаждения газа можно поддержи­вать в диапазоне от 0 до 10— 12°С;

только в теплый период года, продолжающийся всего 2—2,5 мес, не имеется технической возможности для охлаждения газа в АВО: в этот пе­риод для охлаждения газа приходится использовать холодильные машины.

Учитывая такие технологические возможности по охлаждению газа за счет холода окружающей среды, в [208] предлагается технологическая схе­ма абсорбционной осушки газа (рис. 1.3), включающая по ходу газа следу­ющие аппараты: входной сепаратор, ДКС (если необходимо); АВО — в холодное время года (либо холодильный агрегат — в теплое время года), абсорбер и фильтр. При этой технологии предполагается возможным под­держивать в абсорбере температуру контакта, близкую к 0°С. В связи с тем, что в подобной технологической схеме сырой газ в трубах АВО и/или в системе испарителя холодной машины оказывается заведомо в гидратном режиме, предлагается следующая схема циркуляции ДЭГа: регенерирован­ный ДЭГ делится на два потока, меньшая его часть подается перед АВО (холодильным агрегатом), а большая — в абсорбер. При этом технологиче­ские детали по системе ввода ДЭГа в АВО и его распределения по

Рис. 1.3. Технологическая схема абсорбционной осушки газа, предлагаемая

ТюменНИИГипрогазом для северных месторождений

С-1 — входной сепаратор; ДКС — компрессор; АВО — воздушный холодильник; ХМ — холодильная машина (или СОГ); МФА — трехсекционный аппарат, включающий

сепарационную секцию С-2, абсорбер А-1 и фильтр Ф-1; / — сырой газ со скважин;

II — осушенный газ в газотранспортную систему; III — регенерированный гликоль;

IV — насыщенный гликоль, направляемый на установку регенерации

теплообменным трубкам совершенно не обсуждаются. Однако этот вопрос нам представляется существенным, так как необходимо не только осуществить ввод ДЭГа в мелкодисперсном состоянии (с помощью, например, форсу­нок), но и обеспечить его равномерное распределение по трубкам АВО, что не всегда удается. Кроме того, ввод ДЭГа заметно увеличивает гидрав­лическое сопротивление аппарата АВО и ухудшает условия теплообмена. Поэтому имеются технологические ограничения на удельный расход ДЭГа, выше которого эффективность работы систем охлаждения газа резко снижается. Это означает, что фактически в технологии ТюменНИИГипрогаза по [208] имеются определенные ограничения на предварительное ох­лаждение газа и мало вероятно, что на практике удалось бы добиться сни­жения температуры контакта до минус 5—0°С (что априори предполагалось), хотя, на наш взгляд, и представляется возможным снизить температуру сырого газа на 7—10 градусов по сравнению с температурой во входном сепараторе (т.е. довести температуру контакта до уровня 5—10°С). Следует отметить, что, к сожалению, каких-либо попыток внедрения технологи­ческой схемы [208] как на месторождении Медвежье, так и впослед­ствии на других северных месторождениях фактически не предпринима­лось.

Далее специалисты ВНИИГаза и других организаций в серии публика­ций [209—211] применительно к северным месторождениям, для которых согласно базовой технологии предполагается охлаждение осушенного газа до температур 0 — минус 2°С, предположили следующий вариант техноло­гической схемы абсорбционной осушки (рис. 7.8): сырой газ поступает во входной сепаратор, далее охлаждается (в АВО или СОГ) до температуры О — минус 2 °С, сепарируется во втором сепараторе, поступает в абсорбер

Рис. 1.4. Вариант ВНИИГаза технологической схемы абсорбционной осушки сено-манского газа северных месторождений

С-1 — входной сепаратор; С-2 — промежуточный сепаратор; Х-1 — холодильная машина; К-1 — колонна гликолевой осушки газа; Е-1 — емкость для сбора водометанольного раство­ра; I— сырой газ со скважин; II - осушенный газ в промысловый коллектор; III — ингиби­тор гидратообразования метанола; IV — регенерированный гликоль; V — насыщенный гли­коль (на регенерацию); VI — водометанольный раствор на утилизацию

на гликолевую осушку, проходит фильтр и, наконец, направляется в голо­вной участок газотранспортной системы.

Предупреждение гидратообразования в системе предварительного ох­лаждения газа осуществляется вводом летучего ингибитора гидратообразо­вания — метанола. Кроме того, предполагается ввод метанола и на кусты скважин (разумеется, если это необходимо по термобарическому режиму системы сбора газа). Нетрудно видеть, что предложение [209—211] практи­чески весьма близко к техническому решению [208]: отличие состоит в использовании метанола (а не гликоля) для предупреждения гидратообразо­вания в АВО или СОГе. На первый взгляд, этот момент представляется не­которым улучшением технологии ТюменНИИГипрогаза, поскольку снимает указанную проблему ограниченности возможности применения ДЭГа как ингибитора гидратов в системах охлаждения газа типа АВО. Однако в тех­нологии [209—211] остался неучтенным другой, притом существенный, мо­мент: сильное насыщение газа испаренным метанолом, и, как следствие, при обработке газа ДЭГом в абсорбере должна осуществляться теперь уже не только его осушка, т.е. извлечение влаги из газа, но и извлечение значи­тельного количества метанола. Наши многочисленные расчеты убедительно показывают, что один только факт применения метанола при охлаждении газа до ~ 0°С практически полностью элиминирует преимущества техноло­гической схемы, предложенной в [209—211]. Таким образом, в технологи­ческой схеме (см. рис. 1.4.) остается возможным лишь применение гликолей как ингибиторов гидратов в системах охлаждения, но тогда эта схема становится, по существу, идентичной схеме, показанной на рис. 1.3.

Следует детально остановиться на потенциальных преимуществах мо­дифицированной технологической схемы абсорбционной осушки газа по [208—211] в сравнении с базовой технологией, представленной на рис. 1.1. и 1.2.:

• осушку газа при низких температурах контакта можно проводить с использованием регенерированного диэтиленгликоля (РДЭГа) с пониженной концентрацией (~93—95мас.%) и при уменьшенном расходе (кратности циркуляции) РДЭГа;

как следствие, существенно снижаются энергетические затраты на регенерацию насыщенного диэтиленгликоля (НДЭГа) и уменьшаются про­блемы по очистке ДЭГа от примесей, например, из-за термической дест­рукции ДЭГа, поскольку регенерация НДЭГа осуществляется в более мяг­ком температурном режиме;

снижается острота проблемы "засоления" ДЭГа;

практически отпадает необходимость перехода на другие осушаю­щие агенты, например ТЭГ;

становится вполне реальным использование более дешевых осуши­телей, таких как ЭГ, эфиры гликолей, ЭТ-1, полупродукты производств гликолей, смеси гликолей и т.п.;

за счет низкой температуры контакта происходит частичное извле­чение ДЭГом стабильного конденсата (на 70 — 80 %) из природного газа и имеется техническая возможность использования этого конденсата как ди­зельного топлива (несмотря на, казалось бы, незначительное содержание конденсата в газах сеноманских залежей).

В то же время целесообразно отметить и существенные недостатки предложенных модификаций [208—211] технологической схемы:

отсутствие ясности в технологии ингибирования газовых гидратов на стадии охлаждения газа (так как в рамках этих схем метанол нецелесооб­разно использовать, а по гликолям имеются определенные ограничения);

непроработанность вопросов циркуляции ДЭГа (возможны и более рациональные варианты его циркуляции);

отсутствие конкретных предложений по привязке предлагаемой мо­дификации технологической схемы к действующим установкам осушки;

· обостряется проблема извлечения ДЭГом ароматических соединений (бензол, ксилол, толуол и т.п.) с последующим выбросом в атмосферу ле­тучих органических соединений при регенерации НДЭГа, тогда как реше­нию этой проблемы уделяется сейчас исключительно большое внимание за рубежом при совершенствовании установок гликолевой осушки газа.

Таким образом, в литературе [6, 208—212] предложены интересные модификации базовой технологии абсорбционной осушки газа примени­тельно к северным газовым месторождениям (сеноманских залежей). Од­нако эти решения оказались недостаточно проработанными и не доведен­ными до реальной возможности их практического внедрения.

В этой связи мы предприняли попытку [213, 214], с одной стороны, обобщить и усовершенствовать предлагаемые в [6, 208—212] технические решения, а с другой — сделать их более приемлемыми для практической реализации как на стадии проектирования новых установок осушки газа в северных регионах, так и при модернизациях и реконструкции действую­щих установок.

Основные новые моменты предлагаемой ниже обобщенной техноло­гии абсорбционной осушки природного газа — проведение процесса аб­сорбции влаги на двух температурных уровнях в двух абсорберах с охлаж­дением газа между ступенями осушки, а также некоторые особенности циркуляции гликоля в этой технологии (схема с рециркуляцией). Разрабо­танная технологическая схема в достаточно общем виде представлена на рис. 7.9. Образно говоря, предлагаемое техническое решение как бы подводит итог многолетним поискам технологических схем абсорбционной осушки газа, рационально использующих почти «даровой» холод окружа­ющей среды, а также полностью обеспечивающих технические требования по качеству осушенного товарного газа, поставляемого по магистральным газопроводам из районов Крайнего Севера.

Рис. 1.5. Обобщенная технологическая схема двухступенчатой

гликолевой осушки газа:

С-1, С-2 - сепараторы; А-1, А-2 - абсорберы; ф-1, ф-2, ФА-1, ФА-2 - фильтры;

Н-1, Н-2, Н-3, Н-4 — насосы; Е-1 — емкость регенерированного ДЭГа; АВО-1,

АВО-2 — аппараты воз­душного охлаждения газа; СОГ — станция охлаждения

газа; ДКС-1, ДКС-2 — дожимные компрессорные станции

Рассматриваемая технология абсорбционной осушки включает по ходу газа следующие основные аппараты (рис. 1.5.): входной сепаратор С-1 с фильтром-каплеуловителем Ф-1; абсорбер А-1 для предварительной («гру­бой») осушки газа, снабженный фильтром ФА-1; компрессор (при необхо­димости), аппарат воздушного охлаждения газа; станцию охлаждения газа (функционирующую в летний период); абсорбер А-2 (с фильтром ФА-2) для окончательной осушки газа в соответствии с требованиями ОСТа; ком­прессор (при необходимости) и АВО (при необходимости).

Обсудим характерные термобарические режимы работы установок осушки по технологии рис. 1.5. Давление газа на входе в установку и в аб­сорбере А-1 изменяется от 9— 10 МПа в начальный период эксплуатации до 2-2,5МПа на завершающей стадии разработки газового месторождения. Давление газа в абсорбере А-2 меняется в диапазоне 5—7,8 МПа. С учетом достаточно низких пластовых температур, характерных для чисто газовых залежей Западной Сибири и п-ова Ямал (типичный диапазон пластовых температур составляет 20—40°С), прогнозные температурные режимы ус­тановок осушки по предлагаемой технологии следующие:

· температура контакта в абсорбере А-1 варьирует в диапазоне 10— 20 "С (и исключительно редко может быть ниже 10°С);

температура контакта в абсорбере А-2 в начальный бескомпрессор­ный период эксплуатации меняется в диапазоне от — 5 до 5 °С в холодное время года и в диапазоне 10—20 "С в летнее время года (в предположении, что в начальный период эксплуатации СОГ отсутствует, а охлаждение газа между ступенями осушки осуществляется только в холодное время года с использованием аппаратов воздушного охлаждения), тогда как в компрес­сорный период эксплуатации температура контакта в А-2 существенно выше и может меняться от 0 до 35 — 40°С (последние значения температу­ры возможны для летнего времени года в отсутствие СОГ).

В начальный период эксплуатации в технологической схеме гликоле-вой осушки газа отсутствуют ДКС-1 и ДКС-2 и, возможно, СОГ. Эти ап­параты вводятся в технологический процесс по мере необходимости при падении пластового давления в процессе разработки месторождения. В этом случае общая технологическая схема, представленная на рис. 7.9, уп­рощается, и ее вариант представлен на рис. 7.10, где показаны многофунк­циональные аппараты МФА-1 и МФА-2, включающие сепаратор, абсорбер и фильтр в одном многофункциональном агрегате. Если заменить МФА-1 на сепаратор С-1, то практически приходим к технологической схеме Тю-менНИИГипрогаза (см. рис. 7.7), отличия, однако, остаются и состоят в возможности более экономичных схем циркуляции гликоля в установке (а также при необходимости специфических технологий использования лету­чих ингибиторов гидратообразования для ингибирования СОГ или АВО).

Детально остановимся на анализе вариантов циркуляции гликоля. Для определенности будем полагать, что температура газа в МФА-1 варьируется вблизи 15 °С. Приводимые ниже величины концентрации ДЭГа даны имен­но для диапазона давлений 4—8 МПа и указанного температурного режима абсорберов.

Рис. 1.6. Технологическая схема двухступенчатой гликолевой осушки газа

в на­чальный период эксплуатации месторождения

МФА-1 — многофункциональный аппарат первой ступени осушки;

МФА-2 — многофункци­ональный аппарат второй ступени осушки;

РГ — система регенерации гликоля

Варианты циркуляции гликоля (ДЭГа, ТЭГа, ЭГа и пр.) могут быть следующими (для определенности считаем, что используется наиболее рас­пространенный в отечественной практике осушающий агент — диэтилен-гликоль).

1. Регенерированный ДЭГ достаточно высокой концентрации (ори­ентировочно в диапазоне 90—96 мае.%) подается в каждый из абсорберов, а также перед АВО (СОГ), потоки насыщенного ДЭГа из каждого аппарата объединяются (при этом концентрация отработанного гликоля составит 87—93 мае.%) и поступают в систему регенерации. Эта схема циркуляции наименее оптимальна с точки зрения как нагрузки по жидкости установки регенерации, так и по ее температурным режимам. Однако при такой схе­ме циркуляции гликоля достигается наиболее низкая точка росы осушенно­го газа.

2. Регенерированный ДЭГ с концентрацией 95—97 мае.% подается в абсорбер А-1 (в аппарат МФА-1); отработанный раствор ДЭГа из МФА-1 делится на два потока, причем меньшая его часть подается в АВО, а боль­шая — в абсорбер А-2. Отработанный (насыщенный) ДЭГ из АВО и А-2 объединяется в один поток и поступает в систему регенерации. Достоинст­во этой схемы по сравнению с предыдущей: меньшая нагрузка по жидкос­ти в установке регенерации и более низкая концентрация гликоля в А-2 (существует оптимальная концентрация гликоля с точки зрения вязкости раствора, поскольку ДЭГ высоких концентраций вообще затруднительно использовать как осушающий агент из-за высокой вязкости при низких температурах контакта).

3. Регенерированный ДЭГ достаточно высокой концентрации (93— 96 мас.%) подается в абсорбер А-2, отработанный раствор гликоля (с полу­глухой тарелки) подается в АВО, отработанный раствор ДЭГа после АВО (из сепарационной части МФА-2) поступает в МФА-1 (в абсорбер А-1), и, наконец, насыщенный ДЭГ (концентрация 88—91 мас.%) после контакта с влажным газом в А-1 направляется в систему регенерации гликоля. Эта "циклическая" схема циркуляции гликоля в двухстадийной системе осушки

газа наиболее оптимальна с точки зрения уменьшения кратности циркуля­ции ДЭГа, а также возможности использования РДЭГа наименьшей кон­центрации для достижения заданной точки росы осушенного газа (по срав­нению с предыдущими вариантами). Недостаток данной технологии цирку­ляции ДЭГа — направление всего потока отработанного в А-2 гликоля в АВО: существующие конструкции аппаратов воздушного охлаждения газа не рассчитаны на возможность столь большой нагрузки по жидкости (в диапазоне 5—10 кг/1000 м³ газа). Поэтому мы рекомендуем для реально су­ществующих конструкций АВО хотя и менее оптимальный, но более тех­нологический вариант 4.

4. Регенерированный ДЭГ достаточно высокой концентрации (93— 96 мас.%) подается в абсорбер А-2, отработанный раствор ДЭГа после аб­сорбера А-2 делится на два потока: меньшая его часть (до 0,2— 0,3 кг/1000 м³) поступает в АВО (обеспечивая надежность эксплуатации АВО в безгидратном режиме), а большая — в абсорбер А-1. Потоки отработан­ного насыщенного ДЭГа после А-1 и АВО объединяются и поступают на установку регенерации. Предельный (частный) случай этой схемы циркуля­ции гликоля — отсутствие подачи гликоля в АВО.

В зависимости от термобарических режимов работы двухступенчатой двухтемпературной установки осушки газа наиболее приемлемым с техно­логической точки зрения является тот или иной вариант циркуляции глико­ля в системе по пп. 1—4. Следует особо подчеркнуть, что любой из пере­численных вариантов циркуляции гликоля в рамках предлагаемой двухсту­пенчатой технологии осушки газа (см. рис. 7.9 и 7.10) имеет существенные преимущества перед базовым вариантом (см. рис. 7.2 и 7.3) подготовки га­за сеноманских залежей:

обеспечивается более высокая надежность работы установки осушки газа, поскольку легко достигается требуемая точка росы газа по влаге даже при самых неблагоприятных термобарических режимах;

установка регенерации гликоля может функционировать в более «мягком» термодинамическом режиме, что приводит к уменьшению энерге­тических затрат на регенерацию насыщенного гликоля, а также сущест­венно облегчается процесс очистки ДЭГа от примесей.

Проведенные расчеты показывают, что наиболее технологичным явля­ется вариант циркуляции ДЭГа по п. 4 с сохранением принципиальной возможности его подачи перед АВО в небольшом количестве (до 0,2— 0,3 кг/1000 м³), главным образом, с целью повышения надежности работы АВО в безгидратном режиме. Предлагаемая технология двухстадийной осушки газа на двух температурных уровнях оказывается работоспособ­ной и в широком диапазоне термобарических условий (например, при подключении ДКС в «голове» технологического процесса, отключении АВО в летнее время и отсутствии СОГ и, как следствие, наличии высокой тем­пературы контакта до 35 °С в абсорбере А-2). Кроме того, сохраняется во всех случаях возможность использования в качестве абсорбента диэтиленгликоля.

Таким образом, выше рассмотрены вопросы совершенствования тех­нологических схем абсорбционной осушки газа с учетом специфики се­верных газовых месторождений России. Предложен технологический про­цесс двухступенчатой (на двух температурных уровнях) осушки газа. Рас­сматриваемый технологический процесс вполне может быть доведен до уровня "типового" с целью использования его при проектировании обуст-ройства новых газовых месторождений севера Тюменской области и п-ова Ямал, а также при модернизациях действующих установок осушки тощих газов.