Технология переработки природного газа и конденсата - Афанасьев А.И.
ISBN 5-8365-0107-6
Скачать (прямая ссылка):
В тех случаях, когда не возможно охладить газ ниже температуры 25-30 °С, очень трудно достичь осушки газа до точки росы -10 °С и ниже с использованием растворов ДЭГа. К примеру, при давлении 4,0 МПа и температуре контакта 30 °С для осушки газа до точки росы -16 °С (эквивалент точке росы -10 °С при давлении 7,35 МПа, необходимой по ОСТ 51.40-83) требуется раствор ДЭГа концентрации 99,2 % мае. (с учетом реальных условий процесса не менее 99,5 % мас). В виду ряда причин (износ оборудования, отсутствие эффективной системы очистки раствора гликоля от ингредиентов, недостаточная степень вакууммирования и т.д.) в условиях производства такая степень регенерации раствора практически трудно достижима. В то же время для осушки газа до такой глубины достаточно использовать раствор ТЭГа концентрации 98,4 % (с учетом реальных условий процесса не менее 98,6 % масс), что легко достижимо. Требуемый уровень остаточного давления в системе составит не ниже 400 мм рт.ст.
Потери гликолей. Важным преимуществом ТЭГа является низкое давление его насыщенных паров, которое обеспечивает меньшие потери ТЭГа с осушенным газом в паровой фазе. По этой статье снижение потерь ТЭГа может составить 0,2-1.5 г/1000 M3B интервале температур 10-20 °С, наиболее характерных для установок осушки газов северных месторождений. Эта цифра более существенна при температурах контакта 30 °С и выше и может составить 3-4 г/1000 м3. Равновес-
37
20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 Температура раствора, "F
і_і_і_і_і_і_і_і_і_і_і_і_і_і і і
-6,6 15,55 3 7,78 60,0 82,2 104,4 126,7 148,9 4,44 26,66 48,89 71,1 93,3 115,6 137,8 160,0
Температура раствора, "С
Рис 2 21 Точка росы газа по влаге над водными растворами ДЭГа
20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 Температура раствора, 0F
і_і_і_і і_і_і_і_і_і_і_і_і_і_і_і
-6,6 15,6 37,8 60,0 82,2 104,4 126,7 148,9 4,4 26,7 48,9 71,1 93,3 115,5 137,8 160,0
Температура раствора, °С Рис. 2.22. Точка росы газа по влаге над водными растворами ТЭГа
Массовая доля Температура контакта, 0C
ДЭГ, %
Рис. 2.23. Номограмма для определения равновесных потерь ДЭГа с осушенным газом
ные потери гликолей могут определяться с помощью номограмм, приведенных на рис. 2.23, 2.24.
Следует отметить, что основные потери гликоля приходятся на долю капельного уноса реагента с осушенным газом. Этот
40
60 70 80 90 100 -10 О 10 20 ЗО 40 50 60 70 80 90
Массовая доля Температура контакта, 0C
ТЭГ, %
Рис. 2.24. Номограмма для определения равновесных потерь ТЭГа с осушенным газом
показатель может определяться только на основании опыта промышленной эксплуатации абсорбционных установок осушки газа.
Как было уже указано, в отрасли отсутствует промышлен-
41
ный опыт использования ТЭГа для осушки газа. В литературе [12] описан опыт применения ТЭГа на полупромышленной установке производительностью 3,8-4,0 тыс. м3/ч. Испытания производились на одной из установок Ставропольского края. Эксперименты велись при давлении 4,7-5,3 МПа, температуре контакта 26-34 °С.
Суммарные потери ТЭГа составляли не более 5 г/1000 м3. Эта цифра в 3-4 раза меньше, чем на лучших промышленных установках осушки газа раствором ДЭГа.
Во второй половине 1996 г. на месторождении Тарко-Сале установки осушки газа были переведены от ДЭГа на ТЭГ. Это позволило снизить потери гликоля в 2 раза.
Регенерация насыщенных растворов. ТЭГ имеет более высокую температуру начала разложения (206 0C), чем ДЭГ (164 °С). Благодаря этому фактору возможна регенерация раствора ТЭГа без применения вакуума до концентрации 98,1 % масс. В то же время для ДЭГа этот показатель при регенерации без вакууммирования системы составляет 96,7 % мае. Такими растворами гликолей при температуре контакта 25 °С, в 1 условиях равновесия, газ можно осушить до точки росы -18 и -1 °С растворами ТЭГа и ДЭГа соответственно. Практически точка росы газа будет значительно выше. Отсюда следует, что в случае не эффективности работы системы вакууммирования при осушке газа раствором ДЭГа невозможно будет получить кондиционный газ. В то же время при осушке газа ТЭГом особых проблем не возникнет.
Возможность нагрева ТЭГа до более высоких температур имеет еще одно преимущество, связанное с выделением растворенных углеводородов из раствора. Дело в том, что в газах северных месторождений содержатся конденсаты, имеющие более высокие температуры кипения, нежели температура регенерации гликолей. Поскольку раствор ДЭГа нельзя подогревать выше 164 °С, часть конденсата останется в насыщенном растворе, что будет ухудшать его поглотительную способность. В случае использования ТЭГа, ввиду более высокой температуры регенерации, остаточное количество конденсата в регенерированном растворе будет меньшим.
Наличие конденсата в регенерированном растворе снижает его осушающую способность, усиливает вспенивание гликоля, что может привести к повышенным его потерям.
