ДОКЛАД. 3-лекция. Перспективные направления газовой промышленности.. Лекция. Перспективные направления газовой промышленности

• Название: Лекция. Перспективные направления газовой промышленности
• Анкор: ДОКЛАД
• Дата: 08.11.2022
• Размер: 1.31 Mb.
• Имя файла: 3-лекция. Перспективные направления газовой промышленности..docx
• Тип: Лекция; #775760
• страница: 2 из 3

Промышленная реализация процесса НТС

Метод НТС для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождений был впервые применен в США в 1951 году. Получение низких температур достигалось дросселированием газа. Это связано с тем, что в начальный период эксплуатации газоконденсатных месторождений давление сырья на входе в установки комплексной подготовки газа (УКПГ), как правило, значительно больше, чем давление, при котором газ подается в магистральный газопровод. Избыточное давление газа позволяет за счет расширения газа получать низкие температуры, т.е. охлаждать газ.

Температуру можно понизить за счет изоэнтальпийного или изоэнтропийного расширения газа. Изоэнтальпийное расши­рение газа осуществляется с использованием дроссельных ус­тройств, а изоэнтропийное - с применением турбодетандеров.

Первая промышленная установка НТС состояла из низкотемпературного сепаратора со змеевиком в нижней части, предназаначенным для расплава гидратов. Теплый газ из скважины проходил через змеевик, затем по выходе из змеевика сепаратора дросселировался и поступал в сепаратор. Отсепарированный газ направлялся в газопровод.

Дальнейшее развитие установок НТС шло по пути усложнения установок. В схему сначала включили рекуперационный теплообменник, затем системы впрыска и регенерации ингибитора гидратообразования, далее – холодильные машины и систему стабилизации конденсата.

Типичная схема современной установки низкотемпературной сепарации (УНТС) представлена на рис. 28. Сырой газ со скважин посту­пает на первую ступень сепарации, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и скон­денсировавшийся углеводород-ный конденсат).

Отсепарированный газ направляется в рекуперативные теплообменники 2 и 3 для рекуперации холода с дросселированных потоков газа и конденсата. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками впрыскивают моно-, диэтиленгликоль (ДЭГ) или метанол. При наличии свободного перепада давления (избыточного давления промыслового газа) охлажденный газ из теплообменников поступает в расширительное устройство - дроссель или детандер. При отсутствии свобод­ного перепада давления газ направляют в испаритель холо­дильного цикла, где используется внешний хладагент, напри­мер сжиженный пропан. После охлаждения в расширительном устройстве или испарителе газ поступает в низкотемпературный сепаратор 5, где из потока газа отделяются сконденсиро­вавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Газ из сепаратора 5 через теплообменник 3 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза через дроссель 4 поступает в трехфазный сепаратор 6, откуда газ выветривания эжектором возвращается в основной поток. Вод­ный раствор ингибитора, выводимый снизу сепаратора 6, на­правляется на регенерацию, а выветренный конденсат через теплообменник 2 - на стабилизацию на установку стабилиза­ции конденсата (УСК).

Основные факторы, влияющие на процесс НТС

На эффективность работы установок НТС большое влияние оказывают состав сырьевого газа, температура, давление, эф­фективность оборудования и число ступеней сепарации.

Состав сырьевого газа. Чем тяжелее состав исходной смеси (чем больше средняя молекулярная масса газа), тем выше сте­пень извлечения жидких углеводородов. Однако, начиная с молекулярной массы углеводородов около 22, утяжеление состава исходной смеси



Рис. 28. Принципиальная технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа1, 5, 6 – сепараторы; 2,3 рекуперативные теплообменники; 4 – дроссель.

практически не оказывает влияния на степень извлечения компонентов С₃ и выше.

Для тощих исходных смесей для повышения степени из­влечения жидких углеводородов иногда используют метод сорбции в потоке, т.е. осуществляют впрыск в поток исходной смеси стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей на некотором расстоянии от сепаратора. Таким об­разом производится утяжеление смеси, а следовательно, и по­вышается степень извлечения компонентов С₃ и выше.

Влияние температуры. Температуру на установках НТС выбирают, исходя из необходимой точки росы, обеспечивающей транспор­тировку газа по трубопроводу в однофазном состоянии, а в ряде случаев и, исходя из необходимости увеличения степени конденсации пропана и бутанов.

Для легких газов (средняя молекулярная масса не более 22, средняя молекулярная температура кипения минус 156-133^оС) снижение температуры сепарации от 0 до минус 40 ^ОС обеспе­чивает существенный рост степени извлечения конденсатообразующих компонентов.

Для жирных газов (средняя молекулярная масса более 22, средняя молекулярная температура кипения выше, чем минус 133°С) влияние температуры на степень извлечения жидких углеводородов мало.

Таким образом, чем легче состав исходной смеси, тем более низкая температура требуется для выделения жидких углево­дородов на установках НТС для достижения заданной точки росы.

Влияние давления. Давление сепарации определяется дав­лением в магистральном трубопроводе и в пределах обычно ис­пользуемых давлений (5-7,5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов С₃ и выше. Более важен свободный перепад давления, позволяющий достигать низких температур сепарации.

В период снижения пластового давления эффективность работы установок НТС поддерживается на прежнем уровне путем ввода дожимного компрессора и внешнего холодильного цикла.

Эффективность оборудования. На эффективность работы установок НТС влияет используемый источник холода. В про­цессе длительной эксплуатации скважин и при снижении пластового давления замена изоэнтальпийного расширения (дросселирование) на изоэнтропийное (расширение в детанде­рах) позволяет эффективнее использовать свободный перепад давления и при одном и том же перепаде давления при детандировании потока достигать более низких температур сепара­ции.

На более поздних стадиях эксплуатации скважин, когда свободный перепад давления практически отсутствует, на эффективность работы установок НТС оказывает влияние выбранный хладагент, его расход в испарителе и поверхность теплообмена.

Число ступеней сепарации. На газоконденсатных место­рождениях при подготовке к транспортировке используют двух- и трехступенчатые схемы НТС.

При одинаковых параметрах (давление и температура последней ступени охлаждения) - чем меньше число ступеней се­парации, тем больше выход жидкой фазы и тем меньше со­держание углеводородов С₅ и выше в товарном газе. Но при односту­пенчатой сепарации чрезмерно высоки потери компонентов газа с углеводородным конденсатом. Увеличение ступеней сепарации повышает четкость разделения газовой и жидкой фаз.

Гидратообразование. Снижение температуры газа приводит к конденсации водяных паров. Наличие в газе жидкой воды может привести к образованию гидратов углеводородов. Гидраты забивают трубки теплообменников и коммуникации установок НТС, что может привести к нарушению нормальной работы установки и даже к ее аварийной остановке. Для предотвращения гидратообразования в поток газа подают ингибиторы, в качестве которых используются водные растворы гликолей и метанола.

По мере длительной эксплуатации скважин эффективность работы установок НТС снижается по двум причинам:

-уменьшение свободного перепада давления вследствие сни­жения пластового давления;

-облегчение состава газа.

Следовательно, при длительной эксплуатации месторожде­ний сепарация газа должна осуществляться при более низких температурах. На практике, наоборот, при длительной эксплу­атации установок НТС температура сепарации постоянно по­вышается при одновременном облегчении состава.

Таким образом, установки НТС имеют следующие недостатки:

-зависимость извлечения целевых компонентов при дросселированных давлении и температуре от состава исходной смеси, и, вследствие этого, снижение эффективности процесса по мере облегчения состава газа и повышения температуры НТС;

-необходимость реконструкции установки с заменой источника холода после исчерпания свободного перепада давления;

-необходимость применения ингибитора гидратообразования, что усложняет и удорожает схему процесса по причине введе­ния в схему блока отделения и регенерации ингибитора;

-высокие потери целевых компонентов с товарным газом;

-относительно низкие степени извлечения газового конденсата, особенно для тощих газов.

К достоинствам установок НТС можно отнести следующие:

-низкие капитальные вложения и эксплуатационные расходы при наличии свободного перепада давления;

-одновременно с сепарацией имеет место осушка газа до точек росы, необходимых для транспортировки газа по магистральным газопроводам.

Установки НТС оправдывают себя на начальных стадиях эксплуатации скважин или на небольших месторождениях, где экономически нецелесообразно строительство более сложных и дорогих установок. За­рубежный опыт свидетельствует о целесообразности замены установок НТС на крупных месторождениях на установки, основанные на процессах низ­котемпературной конденсации, осуществляемых при более низких температурах (порядка минус 90 - 120 °С) с разделением углеводородных смесей на узкие фракции или индивидуальные углеводороды.

Газожидкостные сепараторы

В соответствии с меняющимся дисперсным составом газа и требованиями к его качеству на газоперерабатывающих заводах используются разные по конструкции и эффективности разделения газожидкостные сепарационные устройства, предназначенные для отделения капельной жидкости (влаги, тяжелых углеводородов и примесей ингиби­торов). По принципу действия они подразделяются на грави­тационные, инерционные (насадочные), центробежные и фильтрующие (рис. 29).

Гравитационные сепараторы бывают вертикальными, горизонтальными или шарообразными. Общим для них является наличие отстойной (осадительной) зоны 2, где отделение дисперсных частиц происходит под действием сил тяжести. На входе газа обычно имеются отбойные пластины 1, а перед выходом газа из сепаратора – каплеулавливающий сетчатый пакет 3, сепарирующий мелкие капли от газа за счет инерционных сил (удар о препятствие, резкие повороты газа, трение о поверхность сетки и др.). Внизу сепаратора имеется вынесенный отдельно или встроенный сборник уловленной жидкости и пыли. Такой тип сепаратора обычно используют первым по ходу продвижения газа, в котором содержатся наиболее крупные капли жидкости. Конкретная конструкция сепаратора этого типа выбирается в зависимости от производительности по газу, давления, наличия в газе механических примесей, требуемой степени очистки и др.

В вертикальном сепараторе поток дви­жется снизу вверх, тяжелая фаза оседает по направлению, противоположному потоку газа. В горизонтальных сепараторах газ движется горизонтально, а тяжелая фаза - сверху вниз, перпендикулярно к потоку. После входа газа в аппарат движе­ние его постепенно переходит от неравномерного к равномер­ному. Длительность этого перехода называется временем ре­лаксации. Для обеспечения перехода от неравномерного дви­жения к равномерному предусматривают зону выравнивания потока. По данным Гипрокаучука, в вертикальных сепарато­рах высота этой зоны рекомендуется не менее 0,6 м, в горизонтальных - длина зоны осаждения принимается не менее 3 м. В настоящее время гравитационные сепараторы на ГПЗ практически не используют вследствие их высокой металлоем­кости и крупных габаритов.

Инерционные сепараторы насадочного типа представляют собой аппараты, заполненные насадками с развитой удельной поверхностью контакта (от 10 до 500 м²/м³). Улавливание капель происходит в следствие их ударения о поверхность насадки и резких многократных поворотов потока газа в каналах самой насадки. В качестве насадки используют кольца Рашига, многослойные жалюзи из пластин или уголков, а также сетчатые пакеты из рукавной, вязанной чулочной вязкой сетки из проволоки диаметром 0,25 мм. Степень улавливания капель такими сепараторами достигает 99%.

Жалюзийные сепараторы снабжены жалюзийными насад­ками, представляющими собой пакет криволинейных листов, уложенных с небольшим шагом друг от друга и образующих криволинейные каналы. Газовый поток, содержащий дисперсную жидкую фазу, проходит через эти каналы, на которых за счет инерционных сил осаждаются капли жидкости, стекающие по листам в низ аппарата, (сборник жидкости). Эффективность разделения в значительной степени зависит от равномерности кладки жалюзи в пакете. Для достижения этого рекомендуется располагать плоскость отбойного пакета на расстоянии, равном не менее половины максимальной ширины отбойного пакета от входного и выходного штуцеров, что способствует более равномерному распределению газа в сечении отбойной насадки. Жалюзийный сепаратор может улавливать капли жидкости размером более 20 мкм и обеспечивает пропускную способность по газу до 6,0 млн м³ в сутки. Инерционные сепараторы более эффективны и компактны, чем гравитационные, но уступают по эффективности центробежным и сетчатым сепараторам.




Рис. 29. Механические сепараторы:

а - жалюзийные, б _ инерционные отбойные, в - прямоточные центробежные, г - сетчатые, Д - фильтрационно-сетчатые, 1 - входной патрубок, 2 -жалюзийный отбойник вертикальный, 3 - патрубок для выхода газа, 4 -патрубок для вьшода жидкости, 5 - инерционный отбойник, 6 - регулируемый завихритель, 7 - сборная емкость, 8 - сетчатый отбойник, 9 - гравитационная секция, 10 - фильтрующая ступень.

Фильтрующие сепараторы являются самыми эффективными в процессе очистки газа от капельной жидкости, их обычно применяют в процессах двух- или многоступенчатой сепарации. В волокнистых фильтрую­щих материалах происходит диффузионное или инерционное слияние капельной жидкости. Фильтры такого типа ис­пользуют обычно после отделения пленочной и крупнодисперсной жидкости - на второй ступени очистки для отделения тонкодисперсной туманообразной жидкости. Они способны улавливать частицы жидкости диаметром от 0,5 до 10 мкм, не улавливаемые другими типами сепараторов.

На рис. 29д, показана одна из разновидностей данного типа сепараторов. Он имеет три зоны сепарации – входную 1, фильтрующие элементы 2 и каплеуловитель 3. Фильтрующие элементы представляют собой перфорированный патрубок-каркас 3, на котором уложен фильтрующий слой – тонкое стекловолокно, при прохождении через слой которого капли сливаются, укрупняются и стекают в сборник.

Диаметр фильтрующих элементов обычно составляет от 50 до 100 мм, а отношение их длины к диаметру – 12-15. Число таких элементов рассчитывают по найденной расчетным путем потребной площади фильтрации для данного расхода газа, обычно оно составляет 30-50 шт. Основной недостаток этих сепараторов заключается в том, что диаметр волокон и плотность упаковки существенно влияют на характеристики фильтра.

Извлечение углеводородов С₂-С₅ из природных газов

В составе природных газов присутствуют углеводороды С1-С5 и выше. Метан основной компонент газа, используемого в быту и в промышленности как топливо. Присутствие этана, пропана, бутана и пентана в газовом топливе нежелательно. Они являются ценными химическими соединениями и могут быть использованы для других нужд. Поэтому до подачи природного газа в транспортные магистральные сети из него должны быть удалены углеводороды называемые в данном случае тяжелыми: от этана до пентанов и выше. Извлеченные тяжелые углеводороды С₂ - С₅ так называемый газо­вый бензин направляется на установки ЦГФУ для разделе­ния на индивидуальные углеводороды либо производства стабильного бензина.

Рассмотренный процесс низкотемпературной сепарации (НТС) предназначен для отделения от газа, в основном, углеводородов С₅ и выше, выносимых газом из скважин. Для отделения от газа углеводородов С₂-С₅ промыш­ленное значение имеют следующие методы: компрессионный (получение нестабильного газового бензина); масляная абсорбция при температуре окружающего воздуха (МАУ) либо при пониженной температуре (НТА), низкотемпературная конденсация (НТК) и ректификация (НТР).

В значительно меньшем объеме применяют для этой же цели адсорбцию.

Процессы отбензинивания попутных нефтяных газов проводят как две последовательные опе­рации: получение нестабильного газового бензина и его стабилиза­ция с одновременным получением рефлюкса — сырья для получе­ния сжиженных газов и индивидуальных углеводородов.

Компрессионный метод Компрессионный метод основан на сжа­тии газа с последующим его охлаждением. При этом тяжелые ком­поненты газа переходят в жидкое состояние. Оптимальное давле­ние сжатия определяется несколькими факторами: составом ис­ходного газа, требуемой степенью извлечения целевых компонен­тов, энергозатратами на сжатие и охлаждение и т.п. В большинстве случаев оптимальное давление составляет 2,0 - 4,0 МПа. Газ обыч­но сжимают с помощью двух- или трехступенчатых компрессоров. Для повышения эффективности работы компрессоров применяют межступенчатое охлаждение газа в промежуточных холодильни­ках и охлаждение стенок цилиндров компрессора. Для сжатия газа используют поршневые и турбокомпрессоры. Первые обычно применяют в области высоких давлений, вторые — при давлениях не выше 4,5 МПа. Турбокомпрессоры имеют большую производительность. Для при­вода компрессоров используют электродвигатели, газомоторы, па­ровые или газовые турбины. Наиболее экономичными являются паровые турбины.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания жир­ных газов, содержащих более 150 г углеводородов С₃ и выше на 1 м³ попутного газа. Недостатком метода является нечеткое раз­деление, что приводит к попаданию легких углеводородов в кон­денсат и потере значительной части тяжелых углеводородов с га­зовой фазой. Поэтому данный метод применяют обычно в комбина­ции с другими, более эффективными методами отбензинивания.

Принципиальная схема компрессорной установки с поршневым трехступенчатым компрессором приведена на рис.30. Сырой газ под давлением 0,05 - 0,15 МПа поступает в приемный аккумулятор 1, где оседают капли нефти (из газа, поступающего с нефтепромысло­вых сепарационных установок), компрессорного масла (для газа, поступающего с промысловых компрессорных станций), сконденси­ровавшихся тяжелых углеводородов и механические примеси. В качестве аккумуляторов применяют горизонтальные емкости с от­бойными сетками. Скорость газа в аккумуляторах не превышает 0,3 м/с, что обеспечивает приемлемую степень осаждения. Акку­мулятор также служит буферной емкостью для уменьшения пуль­сации газа, создаваемой поршневыми компрессорами.

Из аккумулятора 1 газ направляется в приемный коллектор цилиндров первой ступени сжатия 4. Компримированный до 0,3-0,5 МПа газ проходит последовательно маслоотделитель 9, хо­лодильник 12 и поступает в сепаратор первой ступени 14. Конден­сат из сепаратора первой ступени поступает через регулятор уровня в емкость 21. На ГПЗ постройки последних лет конденсат первой ступени сжатия направляется на смешение с нефтью. Несконденси­рованный газ поступает в приемный коллектор второй ступени сжа­тия 5. Газ, компримированный до 1,2-1,7 МПа, проходит последо­вательно маслоотделитель 8, холодильник 11 и сепаратор 15. Кон­денсат второй ступени сжатия содержит более легкие углеводороды (главным образом пропан и бутан), чем конденсат первой ступени. Конденсат из сепаратора 15 направляется в емкость 20, а газ пос­тупает в приемный коллектор цилиндров третьей ступени сжатия 6. Газ, сжатый до 3,8-5 МПа, проходит последовательно маслоотдели­тель 7, холодильник 10 и сепаратор 16. Конденсат из сепаратора 16 поступает в емкость 19, а остаточный газ поступает на даль­нейшую переработку или в линию сухого газа. Конденсат третьей ступени содержит в основном пропан, этан и метан.

Газы выветривания из сборных емкостей отводятся в аккуму­лятор 1. Отстоявшаяся в сепараторах вода дренируется в канали­зацию. Конденсат из приемного аккумулятора стекает в сборную ем­кость 2. Он состоит из углеводородов С₅ и выше, загрязнен не­фтью и компрессорным маслом. Для очистки этого продукта в установку включают отпарную колонну 13 периодического действия. Конденсат закачивают в колонну через теплообменник 17. Колонна снабжена паровым подогревателем. Пары сверху колонны проходят через теплообменник 17, холодильник 18 и накаплива­ются в емкости 22. Из емкости 22 часть конденсата направляется на орошение колонны 13, а избыток откачивается в емкость 21. Жидкость с низа колонны 13 вместе с отработанным маслом из сепараторов 7-9 поступает в емкость 3.



Рис. 30. Технологическая схема компрессорной установки отбензинивания:

1 — приемник-аккумулятор; 2, 3, 19, 20, 21 — сборные емкости; 4, 5, 6 — соответственно I, II и III ступени компрессии; 7, 8, 9— маслоотделители; 10, 11, 12, 18— холодильники; 13— отпарная колонна; 14, i5, 16— сепараторы соответственно I, II и III ступени компрессии; 17 — теплообменник; 22 — емкость орошения; 23, 24, 25, 26 — насосы.

Потоки: I — газ; II — газовый бензин; III — загрязненный конденсат на отпарку; IV — остаток из отпарной колонны и масло из маслоотделителей в сборную емкость 3; V — газовый бензин на газофракционируюшую установку; VI — водяной пар.

Абсорбционный метод. Абсорбционный метод отбензинивания газов является наиболее распространенным на ГПЗ у нас в стране и за рубежом. Метод основан на избирательном поглощении тяжелых компонентов газа жидкими абсорбентами, в качестве кото­рых используют бензин, керосин или солярный дистиллят, чаще всего керосиновую и дизельную фракцию со средней молекулярной массой от 140 до 200. Раство­римость компонентов газа в абсорбенте увеличивается по мере роста молекулярной массы, повышения давления и понижения температу­ры. Абсорбцию проводят в колонных аппаратах тарельчатого типа для увеличения площади контакта между жидкостью и газом. На­иболее распространены абсорберы с колпачковыми и ситчатыми та­релками. Абсорбцию проводят обычно при температуре не выше 30-40^оС и давлении 1,0-5,0 МПа. Десорбцию проводят при повышен­ной температуре (160-200^оС) и пониженном давлении (0,3-0,5 МПа). Десорбирующим агентом обычно служит острый водяной пар.

Маслоабсорбционный метод (МАУ) – один из основных процессов извлечения из газа тяжелых углеводородов, освоенный в 1913 года (США). На первых порах технологическое оформление процесса было очень про­стое — установка включала две колонны— абсорбер и десорбер, а в качестве десорбирующего агента применяли насыщенный водяной пар. При этом в абсорбционном процессе извлекали 60-70% фракции С₅ и выше. В связи с потребностью в сжи­женных газах процесс стали совершенствовать и довели степень извлечения фракции С₃ до 60-90%, фракции С₄ до 80-98%, фракции С₅ и выше до 94-99%. Процесс проводят обычно при температуре окружающего воздуха, однако последнее время стали использовать пропановое и аммиачное охлаждения.

Типичная принципиальная схема процесса масляной абсорб­ции, осуществляемого при температуре окружающего воздуха приведена на рис.31.

Исходный газ I обычно охлаждается в охладителях 1,2, разделяется в сепа­раторе 3 и поступает в абсорбер 4, где из него абсорбентом VI извлекается основная масса тяжелых углеводородов. Насыщенный этими углеводородами абсорбент, подогретый в теплообменнике 9, поступает в абсорбционно-отпарную колонну (АОК) 5. В нее же ниже ввода абсорбента из колонны 4поступает жидкая фаза из сепаратора 3. На верх АОК подается регенерирован­ный абсорбент, а внизу ее в ребойлере 8 вводится тепло и создается паровое орошение. В АОК из абсорбента, поступающего снизу абсорбера 4, удаляются (отпариваются) легкие углеводороды (метан, этан) и поглощаются абсорбентом углеводороды от пропана и выше. Полностью насыщенный абсорбент снизу АОК нагревается в теплообменнике 9 и поступает в десорбер 6, где от него отгоняется ШФЛУ IV, а регенерированный абсорбент возвра­щается в колонны 4 и 5.

Обычный процесс проводится с охлаждением газа перед абсорбером до 0-10°С, температуре в абсорбере 10-30°С и давлениях в аб­сорбере 4-7 МПа, в АОК 1-4 МПа и в десорбере 0,7-1,5 Мпа. При таких условиях обеспечивается извлечение из газа 50 - 70% пропана и до 98% бутанов и выше. Этана в составе ШФЛУ в этом случае немного и он в основном уходит с потоком газа III.

Часть метана и этана растворяется в абсорбенте и за счет этого увеличивается количество газа деэтанизации III в ущерб выходу товарного газа II. Для того, чтобы предотвратить это и повысить эффективность процесса, регенерированный абсорбент VI подают в поток газа III, из которого он извлекает метан и этан, предварительно насыщаясь ими; после этого аб­сорбент направляют в колонны 4 и 5;


Рис.31. Принципиальная схема отбензинивания газа масляной абсорбцией:

1,2- охладители газа; 3 - сепаратор; 4 - абсорбер; 5 - абсорбционно-отпарная колонна; 6 - десорбер; 7 - холодильники; 8 - ребойлеры; 9 - теплообменники; I и II - исходный и отбснзиненный газы; III - газ деэтанизации; IV - ШФЛУ; V и VI - насыщенный и регене­рированный абсорбент.

Низкотемпературная абсорбция (НТА) Снижение температуры охлаждения газа перед входом в аб­сорбер и в самом абсорбере - один из действенных путей по­вышения степени извлечения тяжелых углеводородов из газа. Это позволяет уже до абсорбера в сепараторе 3 сконденсиро­вать и отделить большее количество сжиженных углеводородов, снизить нагрузку абсорбера и углубить извлечение остающихся в газе углеводородов С₂ - С₅ в самом абсорбере. Характерный режим работы таких установок низкотемпературной абсорбции (НТА) следующий: температура в абсорбере -20 ÷ -60 °С, давле­ние (в МПа): в абсорбере 4 - 6, в АОК - 2,0-3,5, в десорбере -1-2. Степень извлечения этана составляет 20 - 50%, пропана - 80 - 99%, бутанов и выше - 100%. Широкому применению процесса НТА способствовало во многих случаях наличие высокого давления газа на выходе из скважин и возможность при этом использовать эффект дроссе­лирования для охлаждения газа перед абсорбером. Таким обра­зом, в этих случаях сочетаются два процесса - НТС и НТА.

Важным параметром любого процесса абсорбции является удельный расход абсорбента (кратность абсорбента), определяемый как отношение расхода абсорбента к расходу газа (в л/м³). Влияние этого параметра на степень извлечения углеводородов из газа иллюстрирует рис.32, кривые на котором построены для тем­пературы абсорбции 20°С. Дальнейшее понижение температуры обусловливает сдвиг кривых в сторону увеличения степени извлечения в среднем на 1,0 - 1,5% на каждый градус понижения температу­ры абсорбции.



Рис.32. Зависимость степени извлечения углеводорода от кратности абсор­бента (температура абсорбции 20^оС, давление 7 МПа):

1-5 - соответственно метан, этан, пропан, бутан и пентан

Адсорбционный метод. При получении газового бензина адсор­бционным методом в качестве адсорбента обычно применяют гра­нулированный активированный уголь, полученный путем терми­ческой и химической обработки природного углеродсодержащего сырья (дерева, костей и др.) или силикагель. При использовании в качестве адсорбента силикагеля основным процессом является осуш­ка газа, а получение газового бензина - побочным. Ад­сорбцию проводят при пониженных температурах и повышенных давлениях. Для десорбции применяют острый или перегретый пар (в случае угля) либо сухой горячий газ (в случае силикагеля).

Газ, после охлаж­дения и прохождения через фильтр для очистки от капель углеводородов и механических примесей, поступает снизу в адсорбер, где проис­ходит его отбензинивание. Далее газ поступает в подогреватель, где нагревается до 120-140°С и затем в нижнюю часть находя­щегося на стадии осушки адсорбера. Увлажненный газ направ­ляется в низ десорбера, находящегося на стадии охлаждения. Смесь паров воды и углеводородов охлаждается, и сконденсированные углеводороды отделяются в сепараторе.

Способы низкотемпературной конденсации и низкотемператур­ной ректификации

Процесс отбензинивания газов методом низко­температурной конденсации и ректификации включает следующие стадии:

• 
  осушка газа;
  
• 
  компримирование газа до давлений 3-7 МПа;
  
• 
  охлаждение сжатого и осушенного газа до –10 – 80ºС;
  
• 
  разделение частично сконденсировавшегося газа на нестабиль­ный газовый бензин и несконденсированный сухой газ.
  

В установке низкотемпературной ректификации жирный газ проходит через теплообменник, где охлаждается обратным пото­ком остаточного газа и поступает в колонну-деэтанизатор. Газы с верха колонны проходят через пропановый холодильник, где про­исходит частичная их конденсация. Конденсат стекает в рефлюкс­ную емкость, откуда насосом подается на орошение колонны. Не­сконденсированные газы из рефлюкс-емкости проходят через теп­лообменник-рекуператор и направляются в газопровод. Деэтанизи­рованный нестабильный бензин с низа колонны отводится в товар­ный парк или на ГФУ.

Жирный газ поступает на установку низкотемпературной кон­денсации под давлением 3-4 МПа и направляется через теплооб­менники-рекуператоры холода из обратных потоков газа и конден­сата в холодильник, где охлаждается до минус 23-35°С, а затем в сепаратор, где происходит разделение несконденсировавшегося газа и конденсата. Газ направляется в газопровод, а конденсат поступа­ет в деэтанизатор. Деэтанизированный нестабильный бензин с низа колонны направляется в товарный парк или для дальнейшей пере­работки на ГФУ. Газ в верхней части деэтанизатора частично кон­денсируется в пропановом холодильнике, после чего направляется в газопровод или для использования в качестве топлива. Конденсат поступает в рефлюксную емкость и затем откачивается на ороше­ние верха колонны. При низком содержании метана и этана в кон­денсате колонна деэтанизатора может работать без орошения.

Для производства искусственного холода используют обычно компрессорные холодильные машины, хладагентом в которых являются пропан, этан или фреон, а также турбодетандеры, в которых энергия расширяющегося газа рекуперируется для про­изводства холода.

Основное назначение газоперерабатывающих заводов – разделение газовых и газожидкостных смесей, поступающих на завод с промыслов, их осушка и очистка от нежелательных компонентов.

С газоконденсатных месторождений газ и конденсат могут транспортироваться по магистральным трубопроводам одним или раздельными потоками. Например, на Астраханский ГПЗ газ и конденсат поступают объединенным потоком, и жидкая фаза отделяется сепарацией уже непосредственно на заводе. На Оренбургский ГПЗ по отдельным трубопроводам поступают газ и нестабильный конденсат, а на заводе осуществляются механическая сепарация газа с последующей его очисткой, разделением и стабилизацией конденсата.

На Оренбургском ГПЗ - три очереди. Они, в основном, аналогичны друг другу. Отличаются, главным образом, тем, что на первых двух очередях отсутствует установка низкотемпературной масляной абсорбции, но на второй очереди присутствуют установки адсорбционной осушки и очистки газа от меркаптанов на цеолитах, а на первой очереди – установка получения одоранта. В целом каждая очередь завода – это завершенный технологический цикл, в котором осуществляется переработка газа - сепарация, очистка от нежелательных компонентов, осушка, вплоть до получения товарных продуктов.

Примерно тот же набор процессов характерен для наиболее старого ГПЗ – Сосногорского, а также Туймазинского. На последнем - перерабатываются попутные нефтяные газы. Переработка нефтя­ных газов на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) сводится к вы­делению из газа стабильного газового бензина, сжиженных газов и технических индивидуальных углеводородов, а также гелия. Пере­работка попутных нефтяных газов включает следующие процессы: осушку газов от воды, очистку от сероводорода, углекислого газа и механических примесей, отбензинивание, разделение нестабильно­го бензина, вырабатываемого на заводе и полученного извне, с по­лучением стабильного газового бензина, сжиженных и индивиду­альных углеводородов и т.д. Таблица 7.