Абсорбционный способ осушки газа

Модуль 12

«МЕТОДЫ ОСУШКИ ГАЗА. КОНСТРУКЦИЯ И РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ»

Введение

Добытый на газовых и газоконденсатных месторождениях газ готовят к дальнейшей транспортировке на установках осушки газа (на газовых месторождениях) и установках низкотемпературной сепарации (на газоконденсатных месторождениях).

Если запаса пластового энергии недостаточно для получения низких температур, в системе низкотемпературной сепарации возможно применение турбохолодильных агрегатов, установок искусственного холода (аммиачных и пропановых холодильных циклов).

Для более глубокой осушки газа и полного извлечения пропан-бутановых фракций и тяжелых углеводородов (пентан плюс высшие) может быть применен адсорбционный метод. Однако в промышленных масштабах для подготовки газа к транспортировке этот метод не нашел применения.

При промысловой подготовке газа для удаления влаги и конденсата применяют два технологических процесса:

1. Предварительная сепарация гравитационными, циклонными или роторными сепараторами.

2. Окончательная осушка газа: методом адсорбции, методом абсорбции, методом низкотемпературной сепарации.

Выбор технологического процесса определяется конкретными условиями каждого газового месторождения. Так, для подготовки газа на чисто газовых месторождениях для удаления влаги широко применяют абсорбционную, а также адсорбционную осушку.

При наличии в газе конденсата наряду с абсорбционными и адсорбционными методами, особенно в условиях северных газоконденсатных месторождений, широко применяют низкотемпературную сепарацию (НТС).

НТС осуществляется при температурах от 15 ⁰С в гравитационных или циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа. Охлаждение газа до низких температур позволяет более глубоко провести удаление влаги и конденсата. На рис. 12.1 показана установка осушки газа.

Рис. 12.1. Установка осушки газа.

Для охлаждения газа и газового конденсата при НТС используют два метода: метод дросселирования газа и применение специальных холодильных машин. Метод дросселирования основан на “дроссель-эффекте”, или эффекте Джоуля-Томсона, суть его заключается в изменении температуры газа при снижении давления на дросселе, т.е. на местном препятствии потоку газа (шайба с узким отверстием). Дросселирование газа широко применяется при НТС ввиду простоты его устройства и отсутствия сложного холодильного оборудования. Однако дросселирование эффективно для охлаждение газа только при определенном устьевом давлении газовой скважины (не менее 6 МПа). Поэтому применение дросселирования на поздних стадиях разработки неэффективно. В этом случае для охлаждения газа применяют специальные холодильные машины. Применение таких машин позволяет вести подготовку газа до конца разработки месторождения, но при этом возрастают (примерно в 1, 5 – 2, 5 раза) капитальные вложения в обустройство.

Схема изучения материала

№ п/п	Тема занятия	Тип занятия	Вид (форма) занятия	Количество часов
1.	Методы осушки газа. Оборудование для осушки газа.	Изучение нового материала	Лекция
2.	Методика расчета абсорбционного способа осушки газа.	Углубление и систематизация учебного материала	Практическое занятие
3.	Методика расчета адсорбционного метода осушки.	Углубление и систематизация учебного материала	Практическое занятие
4.	Подбор основного оборудования компрессорных станций.	Предварительный контроль	Курсовой проект

2. Основы научно-теоретических знаний по модулю «Методы осушки. Конструкция и расчет оборудования»

2.1 Установки осушки газа и их эксплуатация

Абсорбционный способ осушки газа

Адсорбционный способ осушки газа

Характеристика силикагелей отечественного производства

Показатель	Кусковой	Гранулированный.
Мелкопористый	Крупнопористый	Мелкопористый	Крупнопористый
КСМ	ШСМ	МСМ	АСМ	КСК	ШСК	МСК	АСК	КСМ	ШСМ	КСК	ШСК
Размер зерен, мм.	2, 7-7	1, 5-3, 5	0, 25-2	0, 2-0, 5	2, 7-7	1, 5-3, 5	0, 25-2	0, 2-0, 5	2, 7-7	1-3, 5	2, 7-1	1-3, 5
Механическая прочность, %			-	-			-	-
Насыпная плотность после осушки при температуре 423 К, г/л не менее
Влагоемкость, % (по массе) при температуре 293 К и относительной влажности, %, не менее:	9, 5	9, 5			- - -	- - -	- - -	- - -	-	-	- - -	- - -

Таблица 12.2

Характеристика цеолитов различных типов

Показатель	Тип цеолита
КА	NaX	CaA	CaX
Насыпная плотность, г/см³	0, 62	0, 65	0, 65	0, 6
Водостойкость, % (по массе)	-
Динамическая активность (в Бк) по парам воды при осушке до точки росы 203 К при размере гранул, мм: 4, 5 3, 6
Удельная поверхность, м²/г	-	750-800	750-800
Теплопроводность, ВТ/(м·К)	-	0, 581	-	-
Удельная теплоемкость, кДж/(кг·К) Размеры гранул, мм: диаметр длина	- -	2-4, 5 2-5	4, 5	- -

Примечание: КА, NaX, CaA, CaX – типы цеолитов, содержащих химические элементы К, Na, Са соответственно.

Одоризация газа

Природный газа, очищенный от сероводорода, не имеет ни цвета, ни запаха. Поэтому обнаружить утечку газа довольно трудно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и использования газа, его одорируют, т.е. придают ему резкий и неприятный запах. Для этой цели в газ вводят специальные одоранты, и продукты их сгорания должны быть физиологически безвредными, достаточно летучими (низкая температура кипения), не должны вызывать коррозию, химически взаимодействовать с газом, поглощаться водой или углеводородным конденсатом, сильно сорбироваться почвой или предметами, находящимися в помещениях. Одоранты быть недорогими. Этим требованиям в наибольшей степени удовлетворяет этилмеркаптан (С₂Н₅SH). Однако при использовании этилмеркоптана следует учитывать присущие ему недостатки. Так, по токсичности он равноценен сероводороду; если газ идет на химическую переработку, то необходимо очищать его от меркаптана, так как последний отравляет катализаторы. Этилмеркаптан химически взаимодействует с окислами металла, поэтому при транспорте одорированного газа его запах постепенно ослабевает.

В качестве одорантов можно использовать: сульфан; метилмеркоптан; пропилмеркоптан; калодорант; смесь меркаптанов, получаемых при очистке природного газа с высоким содержанием серы и сернистых соединений и д.р. Физико-химические показатели некоторых одорантов приведены в табл. 12.3. Одоризацию газа проводят на головных сооружениях газопровода и газораспределительных станциях, в основном с помощью одоризационных установок типов АОГ-30 и УОГ-1.(табл. 12.4.).

Таблица 12.3

Кондесатосборники

Транспортируемый по магистральным газопроводам газ может содержать в себе конденсат, воду, метанол, вынесенное из жидкостных пылеуловителей соляровое масло, которые при определенных условиях могут выпадать и скапливаться в наиболее низких местах газопровода, уменьшая его сечение. Для их улавливания на трассе газопровода в местах наиболее вероятного скопления устанавливают линейные кондесатосборники.

Конденсатосборник состоит из сборника 6, устанавливаемого под газопроводом 1, соединенных с ним конденсатоотводов 5, продувочной трубы 4 с запорной арматурой 3 и устройства автоматического удаления жидкости. Линия 2. служит для выравнивания давления.

Жидкость, выпадающая из газа, накапливается в сборнике 6, откуда периодически ее удаляют по трубе 4 в наземную емкость. Как только уровень в сборнике достигнет верхнего заданного уровня, командный прибор открывает клапан слива продувочной линии и жидкость сливается в наземную емкость. При понижении уровня жидкости до нижнего заданного уровня командный прибор закрывает клапан слива и сброс ее прекращается. Для автоматического удаления жидкости применяют пневматические комплексы «Пуск 1М», которые состоят из щита автоматики, трех сигнализаторов уровня жидкости и сопел трех модификаций. С помощью щита автоматики задается ритм опроса, обрабатывается поступающая в него от сигнализаторов уровня и сопел, информация и выдаются команды на открытие или закрытие клапанов слива. На рис. 12.14 показана схема конденсатосборника.

На рис. 12.15. показан конденсатосборник типа «расширительная камера».

Наибольшее распространение получил конденсатосборник типа «расширительная камера», улавливающее действие которого основано на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести при снижении скорости газа вследствие его расширения в камере. Газ при движении в газопроводе своим потоком увлекает тонкую пленку конденсата по стенкам трубы. Когда поток газа попадает в «расширительную камеру», скорость его движения уменьшается и капельная жидкость, находящаяся внутри потока, выпадает. Пленка же конденсата при определенном угле переходного патрубка 1 (обычно равном 9-12 ⁰С), не разрываясь, продолжает двигаться по стенкам камеры 2 до противоположного конца. Благодаря тому, что выходной патрубок 3 входит внутрь камеры, создается тупиковый участок, который останавливает движение конденсатной пленки, и конденсат, собираясь в нижней части камеры, стекает по конденсатоотводу в подземную емкость.

Рис. 12.14. Схема конденсатосборника

Конструктивные размеры «расширительной камеры» принимают в зависимости от диаметра и параметров работы газопровода. Диаметр камеры принимают в 1, 4-1, 6 раза больше диаметра газопровода, а иногда и более. Длина, определяемая расчетным путем, должна быть больше длины траектории осаждения капелек жидкости оценивается по формуле:

(12.2)

(12.3)

где w – скорость газа на выходе конденсатосборник;

D – газопровода;

D_К – диаметр расширительной камеры;

ρ – плотность жидкости;

μ – вязкость газа.

Иногда по каким-либо причинам не удается полностью удалить конденсат из газопровода. В этом случае в предполагаемом месте его скопления монтируют дренажное устройство, которое представляет собой патрубок, вваренный внутрь газопровода, с запорным устройством и продувочным трубопроводом. Работы по его врезке в газопровод можно проводить без освобождения газопровода от газа.

Рис. 12.15. Конденсатосборник типа «расширительная камера»:

1 – газопровод; 2 – расширительная камера; 3 – ребра жесткости; 4 – конденсатоотводная трубка.

Расчет и испытание на прочность линейных конденсатосборников проводят в соответствии с требованиями, предъявляемыми к участкам газопровода категории 1.

Наиболее эффективный способ удаления из газопровода различных загрязнений - периодическая очистка с помощью пропуска по нему очистных устройств, что позволяет свести до минимума или ликвидировать полностью кондесатосборники на трассе.

3.Термины, определения и используемые сокращения

Абсорбер – массообменная барботажная колонна, оборудованная тарелками с круглыми или желобчатыми колпачками, обеспечивающими постоянный уровень жидкости на тарелках.

Десорбер– массообменная колонна насадочного или тарельчатого типа.

Скоростью адсорбции называется число молекул, адсорбирующихся или десорбирующихся за единицу времени.

Материалы к лекциям

План лекции

1. Абсорбционный способ осушки газа.

2. Метод низкотемпературной сепарации.

3. Адсорбционный способ осушки газа.

4. Одоризация газа.

5. Конденсатосборники.

Задания для практического занятия

Пример расчета абсорбционного способа осушки газа

Произведем расчет установки осушки природного газа с относительной плотностью Δ =0, 672 кг/м³ при следующих исходных данных: расход осушаемого газа Q=12, 7·10³ м³/сут.; давление осушки р=5, 5 МПа; температура газа Т=263 К; точка росы Т_Т.Р.=255 К. Абсорбент – диэтиленгликоль; производительность абсорбера Q=1, 2·10⁶ м³/сут.

1. Определяем число абсорберов по формуле.

принимаем n=11.

2. Находим фактическую пропускную способность абсорбера.

Определяем количество извлекаемого извлекаемой влаги:

- влагосодержание на входе в абсорбер.

- влагосодержание на выходе из абсорбера.

- изменение влагосодержания газа.

- количество извлекаемой влаги в сутки.

3. Для достижения точки росы 255 К необходимо подать ДЭГ с концентрацией x₁=0, 80 (рис.12.16.). Концентрация гликоля на выходе из абсорбера x₂=0, 78.

Расход ДЭГ.

Задачи.

1. Произвести расчет установки осушки природного газа с относительной плотностью Δ =0, 672 кг/м³ при следующих исходных данных: расход осушаемого газа Q=2, 2·10³ м³/сут.; давление осушки р=4, 5 МПа; температура газа Т=260 К; точка росы Т_Т.Р.=255 К. Абсорбент – диэтиленгликоль; производительность абсорбера Q=1, 2·10⁶ м³/сут.

2. Произвести расчет установки осушки природного газа с относительной плотностью Δ =0, 672 кг/м³ при следующих исходных данных: расход осушаемого газа Q=8, 4·10³ м³/сут.; давление осушки р=5, 0 МПа; температура газа Т=270 К; точка росы Т_Т.Р.=255 К. Абсорбент – диэтиленгликоль; производительность абсорбера Q=1, 2·10⁶ м³/сут.

3. Произвести расчет установки осушки природного газа с относительной плотностью Δ =0, 672 кг/м³ при следующих исходных данных: расход осушаемого газа Q=10·10³ м³/сут.; давление осушки р=3, 5 МПа; температура газа Т=263 К; точка росы Т_Т.Р.=250 К. Абсорбент – диэтиленгликоль; производительность абсорбера Q=1, 2·10⁶ м³/сут.

Пример расчета адсорбционного способа осушки газа

a. Для расчета принимаем:

1. Осушитель – цеолит NаА, срок службы 3-4 года; влагоемкость в конце службы 9% по массе; десорбцию влаги из цеолита проводят сырым газом, имеющим температуру на входе в адсорбер Т_ВХ=523 К; расход Q_СУТ=12, 7·10⁶ м³/сут; влагосодержание газа в начале процесса осушки U₁=0.579·10^-3кг/м³.

2. Линейная скорость газа при параметрах адсорбции W=0, 2 м/с; время контакта газа и адсорбента не менее 10 с; коэффициент сжимаемости газа z=0, 9; давление ρ =5, 5 МПа.

3. Продолжительность циклов: адсорбции τ _а=8 ч, регенерации τ _Р=6 ч, охлаждения τ _О=2 ч.

4. Диаметр адсорбера d=3 м.

b. Рассчитываем цикл адсорбции:

1. Определяем количество адсорбента.

где U₁ – влагосодержание газа в начале процесса осушки;

U₂ - влагосодержание газа в конце процесса осушки (принимаем, что вся влага извлекается из газа т.е. U₂=0)

α _Д – динамическая Влагоемкость цеолита, равная 3% по массе или расчетная 9-3=6% по массе.

Полученное количество цеолита удваиваем для обеспечения непрерывности периодического процесса, тогда общая потребность цеолита на 3-ий год эксплуатации составит:

2. Производительность одного адсорбера (м³/ч).

3. Число адсорберов определяется по формуле.

Принимаем n=2. Так как процесс периодический, полученное число адсорберов удваиваем, т.е. установка будет состоять из двух технологических ниток по n_a адсорбера каждая, т.е. n=4.

4. Количество цеолита в одном адсорбере.

5. Высота слоя цеолита (м) при его насыпной массе ρ (т/м³)

6. Время контакта газа и адсорбента.

т.е. в 2, 3 раза больше принятого.

c. Рассчитываем десорбцию:

1. Расход теплоты на нагрев адсорбента (Дж).

Т_СР – средняя температура регенерации,

где Т_ВХ, Т_ВЫХ – температура газа регенерации соответственно на входе и выходе из слоя в конце регенерации;

Т_ВХ=523 К(t_ВХ=250 ⁰С) и Т_ВЫХ=503 К(t_ВЫХ=230 ⁰С).

Т_НАЧ – температура адсорбента в начале регенерации,

Т_НАЧ=298 К(t_ВХ=25 ⁰С).

2. Расход теплоты на нагрев адсорбера с массой21000кг.

3. Расход теплоты на нагрев теплоизоляции (Дж).

4. Расход теплоты на нагрев воды при влагоемкости адсорбента 9%.

где Т_КИП – температура кипения воды при давлении газа регенерации, Т_КИП=559 К (t_КИП=286 ⁰С).

5. Расход теплоты на испарение воды (Дж).

6. Потери тепла.

Количество теплоты, поступающей в адсорбер с газом регенерации, должно быть равно расходу теплоты на регенерацию, т.е. Q_Г=Q_Р.

7. Расход газа регенерации.

По двум технологическим линиям расход.V=17777·2·12=426648 м³, что составит 3, 9% от объема осушаемого газа.

d. Рассчитываем охлаждение:

1. Температура слоя в конце охлаждения Т_ОХЛ=318 К (t_ОХЛ=45 ⁰С).

2. Количество теплоты, которое необходимо отвести при охлаждении адсорбента.

3. Количество теплоты, которое необходимо отвести при охлаждении адсорбента и металлоконструкции.

4. Тепловые потери при охлаждении.

5. Общая теплота охлаждения.

Данная теплота должна быть унесена холодным газом, поступающим в адсорбер на охлаждение.

6. Объем газа, необходимого для охлаждения.

7. Расход газа в цикле охлаждения соответствует расходу газа в цикле регенерации. Время, за которое закончится охлаждение адсорбера.

Принятое время охлаждения τ _ОХЛ=2 ч.

Задачи.

1. Провести расчет адсорбционного способа осушки газа при следующих исходных данных: Осушитель – цеолит NаА, срок службы 3-4 года; влагоемкость в конце службы 9% по массе; десорбцию влаги из цеолита проводят сырым газом, имеющим температуру на входе в адсорбер Т_ВХ=523 К; расход Q_СУТ=10·10⁶ м³/сут; влагосодержание газа в начале процесса осушки U₁=0.3·10^-3кг/м³; линейная скорость газа при параметрах адсорбции W=0, 2 м/с; время контакта газа и адсорбента не менее 10 с; коэффициент сжимаемости газа z=0, 8; давление ρ =4, 5 МПа; продолжительность циклов: адсорбции τ _а=8 ч, регенерации τ _Р=6 ч, охлаждения τ _О=2 ч; Диаметр адсорбера d=3 м.

2. Провести расчет адсорбционного способа осушки газа при следующих исходных данных: Осушитель – цеолит NаА, срок службы 3-4 года; влагоемкость в конце службы 9% по массе; десорбцию влаги из цеолита проводят сырым газом, имеющим температуру на входе в адсорбер Т_ВХ=500 К; расход Q_СУТ=8·10⁶ м³/сут; влагосодержание газа в начале процесса осушки U₁=0.4·10^-3кг/м³; линейная скорость газа при параметрах адсорбции W=0, 23 м/с; время контакта газа и адсорбента не менее 10 с; коэффициент сжимаемости газа z=0, 8; давление ρ =5, 5 МПа; продолжительность циклов: адсорбции τ _а=8 ч, регенерации τ _Р=6 ч, охлаждения τ _О=2 ч; Диаметр адсорбера d=3 м.

Литература

1. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учеб. пособие для вузов / Ф.М.Мустафин, Н.И.Коновалов, Р.Ф.Гильметдинов и др. – Уфа: Монография, 2002

2. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справ.пособие/ А.В.Громов, А.Е.Гузанов, Л.А.Хачикян и др. – М.: Недра, 1987

3. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебн.пособие для вузов. – М.: Недра, 1982

4. ОНТП 51-185. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. – Мингазпром СССР, 29.08.85

5. РД 153-39, 4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов»