ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА УСТАНОВКАХ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Эффективность работы аппаратов осушки газа определяется следующими основными показателями:

• глубинойизвлечения влаги из газа;

• потерями ДЭГа с осушенным газом;

• длительностью межревизионного периода.

Основными факторами, влияющими на эффективность работы технологического оборудования осушки газа, являются:

• линейная скорость газа в аппарате, обусловленная его диаметром, конструкцией и параметрами газа (расход, давление, температура);

• качество работы фильтрационной части, которое обусловливает величину потерь ДЭГа с осушенным газом и величину межревизионного периода;

• качество работы массообменной части, которое обусловливает глубину осушки газа и нагрузку фильтрационной части по ДЭГу;

• качество работы сепарационной части, которое обусловливает концентрацию воды в отработанном растворе гликоля (НДЭГа), влияющую на эффективность работы системы регенерации и концентрацию мехпримесей и минеральных солей в НДЭГе, что в свою очередь влияет на величину межревизионного периода работы фильтрационной части МФА, фильтров и другого оборудования.

Природный и нефтяной газ осушаются в сравнительно узком температурном интервале от 5 до 35° С и при давлении до 10—12 МПа.

ЖИДКИЕ ОСУШИТЕЛИ И ИХ СВОЙСТВА[Справочник]

Для извлечения влаги из природного газа можно применять различные осушители, которые должны иметь:

а) высокую поглотительную способность в широком интервале концентраций, давления и температур;

6) низкие давления насыщенных паров, чтобы потери, связанные с их испарением, были незначительными;

в) температуру кипения, отличающуюся от температуры кипения воды настолько, что отделение поглощенной воды от осушителя могло бы осуществляться простыми методами;

г) плотность, отличающуюся от плотности углеводородного конденсата для обеспечения четкого разделения простыми способами;

д) низкую вязкость в условиях эксплуатации, обеспечивающую хороший контакт с газом в абсорбере, теплообменниках и другом массообменном оборудовании;

е) высокую селективность в отношении компонентов газа, т.е. низкую взаиморастворимость с ними;

ж) нейтральные свойства, т.е. не вступать в химические

реакции с ингибиторами, применяемыми в процессе добычи газа;

з) малую коррозионную активность;

и) низкую вспениваемость в условиях контакта с газовой смесью;

к) высокую устойчивость против окисления и термического разложения.

Этим требованиям в той или иной степени отвечают гликоли - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), пропиленгликоль (ПГ), смеси гликолей с их эфирами и т.д.

На практике в схемах установок абсорбционной осушки газа в качестве осушителей применяются высококонцентрированные растворы ДЭГа и ТЭГа.

Водные растворы ЭГа по сравнению с растворами ДЭГа и ТЭГа имеют более низкую температуру замерзания, большую степень предотвращения гидратообразования при одинаковых концентрациях, меньшую вязкость при рабочих температурах осушки и более низкую растворимость в углеводородном конденсате, что снижает их потери за счет растворимости в конденсате.

ЭГ имеет экологическое преимущество над ДЭГом и ТЭГом: при попадании в водоемы он подвергается полному биологическому разложению в отличие от ДЭГа и ТЭГа (см. табл. 2.5).

Существенным недостатком ЭГа является высокое давление насыщенных паров. Например, при температуре 20 °С этот показатель для 99%-го раствора ЭГа в 2,5 и 7 раза выше, чем упругость паров ТЭГа и ДЭГа соответственно. По этой причине ЭГ не получил применение при противоточной осушке газа, так как его потери с газом были бы в несколько раз больше.

Растворы ЭГа могут быть успешно применены в качестве ингибитора на установках НТС.

Одним из важных свойств гликолей является снижение их температуры замерзания при растворении в них воды. Благодаря этому свойству гликоли находят применение при приготовлении различных теплоносителей. Это качество гликолей имеет важное значение и для транспортировки газа. Дело в том, что газ на выходе из абсорберов обязательно содержит гликоль в паровой фазе, и, как правило, в капельном виде. При снижении температуры газа в газопроводах гликоли поглощают дополнительную влагу из паровой фазы, что снижает его концентрацию в жидкой фазе. Это приводит к снижению температуры замерзания жидкой фазы, что предотвращает образование твердой фазы в газопроводах.

Температуры замерзания водных растворов ДЭГа и ТЭГа даны в табл. 2.7 и 2.8.

Водные растворы ТЭГа имеют преимущества по сравнению с растворами ДЭГа и ЭГа. У триэтиленгликоля давление насыщенных паров меньше, чем у ДЭГа, следовательно, потери ТЭГа за счет уноса с осушенным газом и при регенерации будут меньше. ТЭГ при высокой степени осушки дает более значительное понижение температуры точки росы, чем ДЭГ. Кроме того ТЭГ имеет более высокую температуру начала разложения (206 °С), чем диэтиленгликоль (164 °С).

Депрессия по точке росы. В табл. 2.11 приведены данные, характеризующие глубину осушки газа водными растворами ДЭГа и ТЭГа, полученные с использованием кривых "точка росы - растворы гликоля - температура контакта", приведенных на рис. 2.21 и 2.22.

Сравнивая данные из табл. 2.11 в контексте с требуемой глубиной осушки газа для северных газопроводов, можно указать, что при пониженных температурах контакта оба гликоля могут быть использованы практически с одинаковой технологической эффективностью. Что касается высоких температур

Таблица 2.11