Абсорбционной осушки газа

Согласно действующему отраслевому стандарту, регламентирующему основные требования на качество товарного природного газа, транспорти­руемого по магистральным газопроводам (ОСТ 51.40—93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопро­водам. Технические условия»), при подготовке к транспорту сеноманских газов северных месторождений требуется только их осушка до определен­ной точки росы: минус 20°С – в холодный период года (с 01.10 по 30.04) и минус 10°С – в теплый период (с 01.05 по 30.04). Соблюдение требований отрас­левого стандарта обеспечивает безгидратный транспорт газа, даже на наи­более гидратоопасном головном участке магистрального газопровода.

Промысловая подготовка сеноманских газов к дальнему транспорту осуществляется в настоящее время по двум основным (и конкурирующим между собой) технологиям:

адсорбционная осушка газа с использованием твердых адсорбентов влаги - силикагеля, цеолитов и др. (установки адсорбционной осушки газа эксплуатируются на месторождении Медвежье с 1974 г.);

абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги (абсорбентов), обычно концентрированных водных растворов гликолей.

Сравнение этих технологий показывает, что их технико-эконо­мические показатели довольно близки и оба варианта технологии осушки газа могут использоваться в промысловых условиях практически одинако­во успешно. В настоящее время наибольшее распространение в России по­лучил абсорбционный метод с применением диэтиленгликоля (ДЭГа) в ка­честве основного абсорбента, тогда как за рубежом чаще всего используют более эффективный осушитель — триэтиленгликоль (ТЭГ). Выбор в пользу ДЭГа в свое время мотивировался наличием собственной промышленной базы на химических производствах (хотя практически весь период эксплу­атации северных месторождений частично использовался ДЭГ и импорт­ной поставки), а также ожидаемой низкой температурой контакта в абсорберах, что не вполне подтвердилось впоследствии (при понижении тем­пературы контакта газ—гликоль в абсорбере преимущества ТЭГа полно­стью исчезают).

Базовая технологическая схема абсорбционной обработки газа приме­нительно к начальному периоду разработки северных месторождений по­казана на рис. 7.1. Природный газ по шлейфам (коллекторам) кустов газовых скважин поступает на УКПГ, где через раздаточный коллектор (систему переключающей арматуры, гребенку и т.п.) обрабатывается на нескольких однотипных технологических линиях высокой производитель­ности (первоначально 2,5—3 млн. м³/сут, сейчас — 5—10 млн. м³/сут, а в перспективе и более). В общем случае каждая технологическая линия вклю­чает: входной (первичный) сепаратор, абсорбер, фильтр для улавливания из потока осушенного газа мелкодисперсного гликоля (эти три аппарата часто объединяются в один многофункциональный аппарат — МФА, как и пока­зано на рис. 7.2) и систему циркуляции ДЭГа. Общими для всех технологи­ческих линий являются: установка регенерации насыщенного ДЭГа и в слу­чае необходимости станция охлаждения (СОГ) с АВО и холодильными аг­регатами на пропановом цикле (иногда используется смешанный пропан-бутановый хладагент) для охлаждения осушенного газа до температуры грунта с целью минимизации экологических последствий и повышения на­дежности систем транспорта газа. При снижении рабочего давления в абсорберах ниже рабочего давления

Рис. 1.1. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа для северных месторождений

С-1 — сепаратор; А-1 — абсорбер; Р-1 — колонна регенерации; ф-1 — фильтр;

Т-1 — тепло­обменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 — конденсатор; И-1 — подогреватель;

Е-1, Е-2 — емкости

Рис. 1.2. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа с многофункциональным аппаратом (МФА) для северных месторождений:

А-1 — многофункциональный аппарат; Р-1 — колонна регенерации;

Т-1 — теплообменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 - конденсатор; И-1 - испаритель;

Е-1, Е-2, Е-3 - емкости;Н-1, Н-2, Н-3 –насосы

в магистральном газопроводе приходится дополнительно включать в «хвосте» технологического процесса дожимную компрессорную станцию (ДКС) со своей системой воздушного охлаждения. А на завершающей стадии разработки месторождения согласно проектам обустройства месторождений вводится в действие еще одна ДКС в «голове» процесса с тем, чтобы обеспечить работу абсорберов в проектном режиме при рабочем давлении примерно 4—5 МПа. В рассматриваемой технологии концентрация регенерированного ДЭГа составляет 98,5—99,3 мас. %, а насыщенного ДЭГа — на 2—2,5% меньше (при кратности циркуляции 7— 12 кг/1000м³ газа).

Накопленный опыт работы установок диэтиленгликолевой осушки газа (на Медвежьем и Уренгойском месторождениях) убедительно свиде­тельствует об их достаточной надежной работе и возможности практичес­ки постоянного соблюдения требований отраслевого стандарта, особенно в начальный период эксплуатации месторождений.

Тем не менее в отрасли не прекращается проработка новых и пер­спективных научно-технических решений в следующих направлениях:

анализ и совершенствование собственно технологических схем осушки;

выбор абсорбентов, наиболее приемлемых для тех или иных усло­вий, в том числе и при пониженных температурах контакта;

разработка методов очистки абсорбентов от механических приме­сей, солей, продуктов деструкции и др.;

модернизация основного технологического оборудования;

совершенствование систем регенерации насыщенного абсорбента;

нормирование, прогноз технологических потерь абсорбентов и ана­лиз путей их сокращения;

модернизация АВО и разработка принципиально новых решений по системам воздушного охлаждения сырого газа.

В связи с наличием ряда обобщающих монографий и учебных посо­бий [3, 9, 18, 208, 245—247], в которых подробно рассматриваются вопро­сы осушки природных газов чисто газовых месторождений, нет острой необходимости обсуждать весь круг технологических вопросов, связанных с абсорбционной осушкой газа. Поэтому ниже рассматриваются только те аспекты проблемы осушки тощих газов, которые, на наш взгляд, наиболее актуальны в настоящее время для северных месторождений и в разработке которых принимали участие авторы данной монографии.