Осушка нефтяного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Содержание водяных паров в газе зависит от температуры и давления сепарации нефти. При заданных значениях температуры и давления количество водяных паров в единице объема газа не может быть больше предельной (максимальной) величины. Если снизить температуру газа, содержащего максимальное количество водяных паров, то часть их конденсируется. Температура, при которой происходит конденсация водяных паров, содержащихся в газе или в воздухе, называется точкой росы. Таким образом, точка росы соответствует максимальному содержанию водяных паров в газе при данном давлении. Различают абсолютную и относительную влажность газа. Абсолютная влажность (влагосодержание) газа - это масса водяных паров, находящихся в единице объема или единицы массы газа.

Относительная влажность - это отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного водяного пара, который бы мог находиться данном объеме газа при тех же температуре и давлении. Относительную влажность измеряют в процентах или долях единицы.

Нефтяные газы содержат не только метан, относительная плотность которого близка к 0,6, но и этан, пропан и более тяжелые углеводороды, а также азот, сероводород и двуокись углерода.

Сжиженные газы (пропан, бутан, изобутан), а так же газовый бензин способны растворять некоторое количество влаги, причем с повышением температуры растворимость воды в этих продуктах увеличивается. Вода в сжиженные газы переходит из перерабатываемого нестабильного бензина, иногда она может попадать из кипятильников (рибойлеров), в которых теплоносителем служит водяной пар.

Если газ, насыщенный при данных условиях водяными парами, охладить или изотермически сжать, то из него будет выделяться вода. При определенных сочетаниях температур и давлений выделившаяся вода, контактируя с газом, способна образовывать гидраты - белые кристаллические вещества, похожие, в зависимости от условий образования, на лед или спрессованный снег. Плотность их колеблется в пределах 880-900 кг/.

Образование гидратов в трубопроводах или аппаратах, по которым движется влажный газ, возможно лишь при определенном сочетании температур и давлений и наличии свободной воды. Гидраты растут подобно кристаллам и образуют пробки в трубопроводах, в прорезях тарелок и вентилях, если кристаллики гидрата не уносятся с газом.

Нормальный бутан, по данным исследований Ю. А. Коротаева, А. М. Кулиева, Р. М. Мусаева гидратов не образует. Не образуют гидраты и более тяжелые углеводороды.

Для предупреждения гидрато-образования применяют специальные ингибиторы - спирты и гликоли. Наиболее распространенным ингибитором является метанол. Метиловый спирт - метанол (химическая формула , молекулярная масса 32,04) представляет собой бесцветную прозрачную жидкость с резким запахом без механических примесей.

Наиболее эффективный способ борьбы с гидратами - осушка газа, при которой резко уменьшается содержание влаги. Точка росы осушенного газа должна быть на 5 - 7° С ниже, чем самая низкая рабочая температура процесса отбензинивания или транспортирования газа.

Осушка газа необходима также и потому, что содержащаяся в газе вода при понижении температуры выделяется, собирается в пониженных местах, препятствует движению газа и уменьшает пропускную способность газопровода. Кроме того, если в газе содержатся даже в небольших концентрациях двуокись углерода или сероводород, то, растворяясь в воде, они образуют слабые кислоты, вызывающие интенсивную коррозию трубопроводов и аппаратуры.

Таким образом, осушка газа предупреждает гидрато-образование, уменьшает гидравлические потери в трубопроводе и пропускная способность его сохраняется на высоком уровне, замедляет процесс коррозии и удлиняет срок службы трубопроводов и аппаратуры.

Для газа и сжиженных углеводородов в промышленности наиболее широко распространены способы осушки:

жидкими поглотителями - гликолями (моно-, ди-, три-этиленгликолями);

твердыми поглотителями (активированной окисью алюминия, силикагелем, бокситом) синтетическими цеолитами (молекулярными ситами) и т.д.

Осушка газа жидкими поглотителями получила наибольшее применение в газовой промышленности. Преимущества этого способа перед другими: относительно небольшие капиталовложения и эксплуатационные расходы, малые перепады давления газа в системе осушки, возможность осушать газ, содержащий вещество, которое отравляет твердые поглотители, непрерывность процесса. Недостатки: меньшее снижение точки росы (по сравнению с твердыми поглотителями), вспенивание гликолей при наличии в газе легких углеводородных жидкостей.

1. Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

1.1 Характеристика применяемого сырья

Исходным сырьем установки осушки влажного нефтяного очищенного газа является газ, поступающий с установки получения легких углеводородов после сероочистки. Физико-химическая характеристика приведена в таблице 1.

Таблица 1

1.2 Характеристика вспомогательных материалов

Характеристика вспомогательных материалов приведена в таблице №2

1.3 Готовая продукция

Готовой продукцией является осушенный нефтяной газ месторождения «Жанажол», с точкой росы ?-15°С.

Физико-химические показатели осушенного газа приведены в таблице №2.

Таблица 3

2. Описание технологического процесса и технологической схемы установки осушки очищенного нефтяного газа

газ сырье осушка нефтяной

2.1 Описание технологического процесса

2.1.1 Часть адсорбции

Для извлечения влаги из очищенного попутного нефтяного газа применен абсорбционный процесс в противоточных контакторах. В качестве жидкого осушителя применяется 98%-ный высококонцентрированный водный раствор триэтиленгликоля (ТЭГ). Осушка газа данным адсорбентом основана на разности парциальных давлений водяных паров в газе и осушителе. Влага извлекается из газа до тех пор, пока величины парциального давления воды в газе и над раствором осушителя не станут равными. Этот процесс протекает в абсорбере при контакте жидкого осушителя высококонцентрированного 98% водного раствора триэтиленгликоля (ТЭГ) обусловлено рядом его положительных характеристик:

- удовлетворительная осушающая способность в широком интервале концентраций давления и температур;

- низкое давление насыщенных паров, что приводит к незначительным потерям при испарении;

- более высокую температуру кипения в отличии от температуры воды;

- низкую вязкость в условиях эксплуатации, обеспечивающую хороший контакт с газом в массообменном оборудовании;

- низкие коррозионные свойства;

- высокая устойчивость к термическому разложению.

2.1.2 Часть регенерации

Регенерация насыщенного раствора ТЭГа осуществляется в отпарной колоне, блока регенерации, входящего в состав установки осушки газа. В огневом подогревателе блока осушки, насыщенный раствор ТЭГа нагревается и при достижении температуры свыше 100°С происходит выделение влаги из насыщенного раствора в виде водяного пара, далее водяной пар вместе с газами регенерации поступает в сепаратор газов регенерации D - 1705, где происходит отделение влаги от газа.

Регенерированный раствор ТЭГ вновь возвращается на осушку очищенного нефтянного газа.

2.2 Общая характеристика объекта

Установка осушки очищенного нефтяного газа месторождения «Жанажол» является технологической установкой Жанажольского газоперерабатывающего завода (ЖГПЗ), входящего в состав ОАО «Актюбемунайгаз», Республики Казахстан.

Установка осушки влажного нефтяного очищенного газа предназначена для удаления влаги из газа, поступающего после сероочистки с установки получения легких углеводородов, для осушки, с получением точки росы ? - 15°С.

Производительность установки составляет 2Ч10⁶ м³/сут. Установка введена в действие в 2003 году. Генеральный проектировщик Сыучаньский нефтяной проектно-изыскательный институт, Китай. Строительная организация - Китайская нефтяная инженерно-строительная корпорация (КНИСК).

2.2.1 Состав технологической установки

Установка осушки газа включает в себя:

· C - 1701 - абсорбционная колона;

· D - 1701 - сепаратор влажного газа;

· D - 1702 - сепаратор осушенного газа;

· D - 1703 - выветриватель насыщенного раствора ТЭГ;

· D - 1704 - буферная емкость регенерированного раствора;

· D - 1705 - сепаратор газов регенерации;

· D - 1706 - емкость хранения ТЭГ;

· D - 1707 - емкость приготовления ТЭГ;

· D - 1708 - емкость топливного газа;

· E - 1701 - подогреватель насыщенного раствора ТЭГ с огневым пространством;

· E - 1702 - холодильник регенерированного раствора;

· F - 1701 - фильтр очистки регенерированного раствора от механических примесей;

· F - 1702 - фильтр очистки регенерированного раствора от тяжелых углеводородов и продуктов распада ТЭГ;

· P - 1701 A,B - насос циркуляции раствора ТЭГ;

· P - 1702 - насос приготовления раствора ТЭГ.

2.3 Описание технологической схемы

2.3.1 Осушка очищенного нефтяного газа

Влажный очищенный газ после предварительного охлаждения в теплообменнике, на установке получения легких углеводородов, по трубопроводу с давлением 4,35 МПа и температурой 25°С поступает в сепаратор влажного очищенного газа D - 1701, где происходит отделение небольшого количества влаги. Затем из сепаратора D - 1701 по трубопроводу поступает в сепарационный участок, расположенный в нижней части абсорбционной колоны C - 1701. Температура влажного очищенного газа контролируется по прибору с выводом показаний на ЦДП. После сепарации газ поступает на клапанные тарелки колоны, где сверху орошается концентрированным водным раствором ТЭГ. В результате происходит удаление подавляющей части влаги из газа. Сухой очищенный газ с давлением 4,28 МПа и температурой 25°С выходит сверху абсорбционной колоны и по трубопроводу подается в сепаратор сухого очищенного газа, откуда по трубопроводу подается на установку получения легких углеводородов.

При нормальном пуске и в случае аварийной остановки установки осушки газа, предусмотрен сброс влажного очищенного газа в коллектор факела высокого давления по трубопроводу.

Сигнал датчика давления, расположенного на сырьевом трубопроводе установки получения легких углеводородов, поступает на клапан, регулирующий давление сухого очищенного газа после сепаратора D - 1702 и на отсекающий клапан, через который в случае превышения давления происходит сброс осушенного газа в коллектор факела высокого давления по трубопроводу.

Для сепаратора влажного очищенного газа и сепаратора сухого очищенного газа предусмотрены приборы уровня LI - 1704; LI - 1705 с выводом сигнализации высокого уровня на центральный диспетчерский пункт и приборы визуального контроля уровня жидкости, для сепаратора влажного очищенного газа и сепаратора сухого очищенного газа. Жидкость из нижней части сепаратора влажного очищенного газа D - 1701 периодически удаляется через дренажный трубопровод на установку сероочистки в D - 1608. Для удаления жидкости из нижней части сепаратора сухого очищенного газа D - 1702, предусмотрен дренажный трубопровод по которому уловленный ТЭГ, через ручную запорную арматуру, поступает в коллектор сбора уловленного ТЭГ и далее в емкость приготовления ТЭГ D - 1707.

98% концентрированный водный раствор ТЭГ, поступает в верхнюю часть абсорбционной колоны С - 1701, с температурой 40°С, которая контролируется по прибору и расходом 2,2 м³/час. Затем насыщенный раствор ТЭГ с температурой 25°С выводится с первой тарелки колоны по трубопроводу. Контроль температуры осуществляется по прибору с выводом показаний на ЦДП. Далее насыщенный раствор ТЭГ по трубопроводу поступает на блок регенерации насыщенного раствора ТЭГ, входящий в сотав установки осушки газа.

В абсорбционной колоне С - 1701 установлен прибор который контролирует перепад давления между низом и верхом колоны в пределах 40 кПа с выводом показаний на ЦДП. С целью поддержания рабочего уровня ТЭГ в колоне, установлен прибор LI - 1701, который управляет степенью открытия клапана LY - 1702, и клапаном HV - 1701, расположенных на трубопроводе PL - 1702. Клапан HV - 1701 закрывается при достижении сверхнизкого уровня в аппарате С - 1701, который составляет 10%. Для контроля за низким уровнем установлен прибор LI - 1702, показания которого выводятся на ЦДП. Температура насыщенного раствора ТЭГ контролируется по прибору TI - 1705 с выводом показаний на ЦДП. Для удаления жидкости из нижней сепарационной части абсорбера С - 1701, предусмотрен трубопровод по которым жидкость выводится на блок сероочистки. Для визуального контроля за уровнем жидкости в сепарационной части абсорбера предусмотрен местный прибор LI - 1714. Нижняя часть абсорбера С - 1701 обогревается наружным змеевиком в который подается пар низкого давления.

Размещено на Allbest.ru