Рисунок 3.3 - Принципиальная схема технологической линии УКПГ-1В Мастахского месторождения

Таким образом, на основе анализа схемы УКПГ-1В Мастахского месторождения можно заключить, что технология ПНТА не только не имеет явных преимуществ по сравнению с широко распространенной на севере Тюменской области технологией НТС, но и уступает ей по расходу метанола и по степени защиты от парафинизации оборудования. В частности, по данным ООО ВНИИГАЗ в настоящее время УКПГ-1В работает с пониженной эффективностью относительно потенциальной. Одна из главных причин такого положения заключается в наличии тугоплавких парафинов в газоконденсатном флюиде со скважин УППГ-2В, вследствие чего снижаются коэффициенты теплопередачи в теплообменном оборудовании в результате выпадения парафинов, а также возникают серьёзные осложнения в работе абсорберов А-2. Это вынуждает эксплуатировать А-2 при более высоких температурах (минус 27 - 29°С) - на 5 градусов выше достигнутого ранее уровня, это сопровождается снижением выхода товарного НК приблизительно на 5%.

Проанализируем состояние и эффективность промысловой технологии газоконденсатных залежей Мастахского месторождения. УКПГ-1В работает с 1991 года. За истекший период проведен ряд реконструкций, которые исправили ошибки проекта и повысили её эффективность технологии как по выходу целевого продукта (нестабильного конденсата), так и в части предупреждения гидратообразования. В частности, реконструирована схема осушки газа по воде в абсорбере А-1. По проекту осушка газа производилась раствором диэтиленгликоля. В результате реконструкции по соображениям технологической и экономической эффективности ДЭГ заменили на концентрированный ВМР. Таким образом, два реагента были заменены на один, что значительно упростило эксплуатацию технологии. При этом практически в абсорбере А-1 реализована схема отдувки метанола, подобная реализованной на промыслах Уренгойского месторождения и показавшая весьма высокую эффективность.

Кроме реконструкции схемы осушки газа на УКПГ-1В завершена полная реновация турбохолодильной техники с заменой СПЧ на изделия АО «Турбохолод». Также построена дожимная компрессорная станция ДКС-1 В - в настоящее время на ней проводятся пуско-наладочные работы.

По предоставленной ООО ВНИИГАЗ информации показатели работы основных аппаратов УКПГ-1 В характеризуются следующим образом.

Первичные сепараторы С-1. Работают под давлением 8.7... 8.5 МПа в диапазоне нагрузок по газу от 240 тыс.м3/ч (5.8 млн.м3/сут) до 330 тыс.м3/ч (7.9 млн.м3/сут) и все без исключения характеризуются низкой эффективностью: уносы жидкости с газом достигают 10 г/м3, что значительно превышает паспортное значение (0.02 г/м3). Экспертный анализ поведения аппарата в условиях переменной загрузки позволил сделать предположение о том, что в аппаратах произошло механическое нарушение целостности сепарирующих устройств. Необходима ревизия и замена конструктивных элементов.

Сепараторы ГС-1 ДКС-1В. В процессе пробного пуска ДКС (апрель 2004 г.) из шести сепараторов ГС-1 в работе находились четыре. ГС-1 работали под давлением 7.9 МПа в диапазоне нагрузок по газу от 190 тыс.м3/ч (4.5 млн.м3/сут) до 235 тыс.м3/ч (5.6 млн.м3/сут) и все без исключения характеризовались уносами от 0.14 до 2 г/м3, что превышает технические требования качества газа для нагнетателя 108-41-1 Л ГПА-10ДКС-02 «Урал» (0.010 - 0.015 г/м3). Необходима ревизия сепараторов и замена конструктивных элементов.

Промежуточные сепараторы С-3. Работают под давлением 8.1 - 8,3 МПа (зимой) и 9.3 -9.5 МПа (летом) в диапазоне нагрузок по газу от 240 тыс.м3/ч (5.8 млн.м3/сут) до 315 тыс.м3/ч (7.6 млн.м3/сут). Аппараты характеризуются уносами: от категории «следы» до 0.5 г/м3, что нежелательно по условиям работы турбодетандера.

Трёхфазные разделители Р-1. Работают под давлением 5.2 - 6.0 МПа и температуре 15 -20°С. Данные аппараты разделяют газ дегазации конденсата, водометанольный раствор (ВМР) и углеводородный конденсат, который далее охлаждается в Т-3 и поступает на орошение абсорбера А-2. Содержание метанола в ВМР составляет от 1 - 2 % масс. летом до 10 %масс. зимой, что является следствием более жестких гидратных условий работы систем сбора газа.

Трёхфазные разделители Р-2. Работают под давлением 3.3 МПа и температуре минус 4-6°С. Данные аппараты разделяют газ дегазации конденсата, ВМР и углеводородный конденсат, обеспечивая требования к товарному нестабильному конденсату по содержанию лёгких углеводородов и давлению насыщенных паров. Содержание метанола в ВМР составляет от 79 до 83 %масс.

Абсорберы А-1. Эксплуатируются в режиме отдувки метанола, работают под давлением 8.6 - 8.4МПа. Аппараты характеризуются низкой степенью отдувки метанола в зимнем периоде года, что объясняется довольно большим его содержанием в поступающем газе.

Рекуперативные теплообменники Т-1 (газ-газ). Важная ступень в системе охлаждения газа. Расчётные коэффициенты теплопередачи составили в среднем 140 - 240 Вт/м2 К, что следует признать недостаточно высокими.

Рекуперативные теплообменники Т-2 (газ-конденсат). Характеризуются значительным запасом по теплообменной поверхности, поэтому без проблем справляются со своей задачей, несмотря на невысокое значение расчётного коэффициента теплопередачи (50 - 70 Вт/м2К),

Рекуперативные теплообменники Т-3 (конденсат-конденсат). Характеризуются недостаточно полным охлаждением конденсата - орошения А-2: средние значения температуры конденсата на выходе из трубного пучка составили от минус 8 до минус 12°С. По технологическим показаниям (стремление достичь максимально возможного извлечения товарного конденсата) желательно, чтобы температура орошения абсорбера А-2 была ниже минус 20°С. Расчётные значения коэффициента теплопередачи, полученные в результате математического моделирования соответствующих режимов работы УКПГ-1В, составили очень низкие значения: 15-30 Вт/м2/К. Необходимо разработать мероприятия по повышению эффективности теплообмена в Т-3.

Углеводородные абсорберы А-2. Работают под давлением 4.1 - 4.2 МПа зимой и 5.2 -5.4 МПа летом в диапазоне нагрузок по газу от 210 тыс.м3/ч (5.0 млн. м3/сут) до 300 тыс.м3/ч (7.2 млн. м3/сут). Регламентный температурный режим аппаратов составляет минус 30°С на линии входного газа и минус 28°С на линии выходного газа. Аппараты характеризуются отсутствием или небольшими уносами конденсата. Для аппаратов характерна неравномерная нагрузка по орошению, что является следствием нерациональной обвязки первичных сепараторов С-1 и разделителей Р-1: конденсат, поступающий на орошение, привязан к конкретному С-1, нагрузка на который по жидкости может значительно отличаться от соседнего аппарата. В целом серьёзных нареканий к работе А-2 нет.

Эжекторы Э-1. При работе в зимний период года (т.е. без ТДА) характеризуются значениями коэффициента эжекции равными 0.09 - 0.10 при расчётном максимально допустимом значении равном 0.17. Указанному максимально допустимому значению коэффициента эжекции соответствует минимальный расход активного газа (30 - 40 тыс.м3/ч), что важно обеспечить в летний период при одновременной работе с турбодетандерным агрегатом. В зимний период расход активного газа может быть несколько выше, поэтому эжекторы справляются со своей задачей без проблем.

ДКС УКПГ-1В. Работает в режиме низких значений степени сжатия (1.18), оборотов ротора (6850 об/мин) и мощности привода (около 5 МВт). Соответствующие значения на номинальном проектном режиме составляют 1.7 единиц, 9000 об/мин, и 9.95 МВт. В таких условиях работы агрегатов КПД компримирования составляет не выше 0.6. Столь неэффективная эксплуатация ДКС будет продолжаться ещё длительное время, пока давление входного газа (в С-1) не понизится до значений ниже примерно 7 МПа. Предварительные расчёты ВНИИГАЗа показали, что летом 2004 года можно эффективно эксплуатировать УКПГ-1В без ДКС.

Турбодетандерный агрегат ТДА-1 (ОАО «Турбохолод»). Значения КПД турбодетандера и турбокомпрессора составляют: по турбине - от 0.81 до 0.85, а по компрессору - от 0.71 до 0.78. Эти значения определяют высокую термодинамическую эффективность машины. Дифференциальный эффект охлаждения газа в турбодетандере составляет 0.71 градуса на каждую атмосферу перепада давления, а интегральный эффект охлаждения - от 27 до 31 градусов. Степень расширения газа на турбодетандере - от 1.35 до 1.69, а степень сжатия газа в компрессоре - от 1.15 до 1.29.

Рисунок 3.4 - Продольный разрез турбодетандерного агрегата Т-3

1 - 11 - входные фланцы, 2 - корпус, 3 - 12 - поворотные механизмы лопаток, 4 - колесо компрессора, 5 - трубопровод, соединяющий полости колеса и корпуса, 6 - 7 - лабиринтные уплотнения, 8 - колесо турбины, 9 - рабочие лопатки турбины, 10 - обойма статорных лопаток турбины, 13 - статорные (направляющие) лопатки турбины, 14 - внутренний корпус соплового аппарата, 15 - трубопровод форсунки, 16 - 18 - диафрагмы.

Полученные экспериментальные данные показали устойчивую и высокоэффективную работу агрегата на всех режимах эксплуатации УКПГ-1В. Вибрационные характеристики соответствовали требованиям для данного класса машин. Турбодетандерный агрегат сохранял устойчивую и высокоэффективную работу на технологических режимах с параллельно работающим эжектором, в который поступал газ в количестве до 60 тыс.м3/ч (20% от исходного потока).

Положительные результаты испытания нового образца ТДА подтвердила его эффективная работа в течение последующих нескольких месяцев. Промышленной эксплуатации подверглись два агрегата с СПЧ ОАО «Турбохолод», которые проработали весь тёплый сезон 2003 года. Наработка на одном из агрегатов составила 2760 часов и на другом 2405 часов без каких-либо замечаний по режимам эксплуатации установки и газодинамическим параметрам. Анализ состояния всех элементов проточной части турбодетандера и компрессора, а также механической части турбодетандера показал практическое отсутствие какого-либо износа лопаточных аппаратов, подшипников и уплотнений. Эффективная эксплуатация ТДА продолжается и в 2004 году.

3.2 Анализ системы абсорбционной осушки газа

В данной работе не рассмотрено влияние на качество получаемого осушенного природного газа изменения температуры контакта газ-гликоль на тарелках абсорбера, вследствие того, что на эксплуатируемых установках отсутствует возможность изменения данного технологического параметра в широком диапазоне.

Данные таблицы 3.2 показывают, что естественное снижение рабочего давления в абсорбере при постоянной температуре контакта газ-гликоль на его тарелках приводит к необходимости повышения кратности циркуляции абсорбента и увеличения температуры низа колонны регенерации насыщенного абсорбента для сохранения требуемого качества подготовки природного газа по температуре точки росы (не выше минус 20ОС).

Таблица 3.2 - Основные технологические показатели режима эксплуатации установки абсорбционной осушки природного газа гликолем Мастахского ГКМ в зимнее время

При этом увеличивается содержание воды в насыщенном абсорбенте, который поступает на регенерацию. Значение капельного уноса регенерированного абсорбента находится на прежнем уровне за счет эффективной работы фильтрующей секции абсорберов. В каждом из примеров таблицы 3.1 видно, что при приведенном минимальном значении давления в абсорбере значение точки росы осушенного газа по воде приближается к нижнему допустимому значению и температура низа колонны регенерации насыщенного водой абсорбента достигает значения 160ОС, которое находится в непосредственной близости к температуре термодеструкции абсорбента (диэтиленгликоля). Дальнейшее снижение рабочего давления в абсорбере приводит к необходимости снижения рабочего давления в десорбере для обеспечения снижения остаточного содержания воды в регенерированном абсорбенте. Более низкие значения рабочего давления в абсорбере не приняты к рассмотрению.

Таблица 3.3 - Основные технологические показатели режима эксплуатации установки абсорбционной осушки природного газа гликолем Мастахского ГКМ в зимнее время при снижении концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте

В таблице 3.3 рассмотрено влияние изменения температуры низа десорбера на качество осушки природного газа гликолями при постоянных значениях абочего давления в абсорбере, температуры контакта газ-гликоль на его тарелках и кратности циркуляции абсорбента. Дополнительно, относительно таблицы 3.2 приведены данные по содержанию абсорбента в рефлюксной емкости десорбера.

Результаты опытной эксплуатации установки показывают, что снижение температуры низа десорбера приводит к повышению содержания воды в насыщенном абсорбенте, увеличению ее содержания в регенерированном абсорбенте, сокращению испаряемости абсорбента в десорбере.

Увеличение содержания воды в регенерированном абсорбенте на 1.5%масс. приводит к снижению температуры точки росы осушенного газа на 8ОС при постоянстве остальных технологических параметров работы абсорбера. На основании рассмотренного примера следует, что при работе блока регенерации по схеме вакуумной перегонки максимально можно снизить температуры низа десорбера до 135ОС.

В таблице 3.4 приведены результаты опытной эксплуатации установки осушки природного газа гликолями при изменении концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте вследствие изменения давления в десорбере и температуры его низа.

Приведенные в таблице 3.4 данные подтверждают, что изменение давления в десорбере оказывает более существенное влияние на качество регенерации абсорбента чем изменение температуры низа десорбера. Изменение абсолютного значения давления в десорбере с 0.04 МПа до 0.10 МПа приводит к снижению содержания гликоля в регенерированном абсорбенте в среднем на 2.5 %масс. При повышении температуры низа десорбера до значения близкого к температуре термодеструкции диэтиленгликоля. При этом при постоянных технологических параметрах эксплуатации абсорбера (рабочем давлении, температуре контакта газ-гликоль на тарелках и кратности циркуляции абсорбента) температура точки росы осушенного газа приближается к минимальному допустимому значению.

Таблица 3.4 - Основные технологические показатели режима эксплуатации установки абсорбционной осушки природного газа гликолем Мастахского ГКМ в зимнее время при снижении остаточного давления (вакуума) в десорбере и повышении температуры его низа

Из рассмотренного материала в данном разделе можно сделать следующий ряд заключений.

Происходящее плавное снижение давления пластового природного газа поступающего в абсорбер приводит к необходимости постоянного повышения кратности циркуляции абсорбента и сокращения остаточного содержания воды в регенерированном абсорбенте для обеспечения требуемого качества подготовки природного газа перед магистральным транспортом.

Результаты данного раздела подтверждают правильность аналитических исследований по влиянию давления на процесс массопередачи паров воды из пластового природного газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера. Плавное снижение рабочего давления в абсорбере является основной причиной постоянно изменяющегося режима работы абсорбера. Данная проблема может решаться путем ввода в эксплуатации дожимных комплексов пластового газа перед входом в абсорбер, которые имеются в составе установок комплексной подготовки природного газа. Это позволит поддерживать эффективность массопередачи паров воды из пластового природного газа в фазы гликоля на тарелках абсорбера на постоянном уровне при изменении основных технологических параметров работы блока абсорбции и регенерации абсорбента в узком диапазоне

Требуемое остаточное содержание воды в регенерированном абсорбенте для качественной подготовки природного газа зависит от влагосодержания пластового газа и эффективности массопередачи паров воды из добываемого пластового газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера, которое определяется рабочим давлением абсорбера, температурой контакта газ-гликоль и кратностью циркуляции абсорбента. Температура контакта газ-гликоль на тарелках абсорбера не может изменяться в широком диапазоне. Изменение в широком диапазоне кратности циркуляции абсорбента приводит к повышению эксплуатационных затрат на процесс. Поэтому качество регенерации абсорбента имеет важное значение в данном процессе.

3.3 Обоснование целесообразности замены ДЭГ на ТЭГ

В настоящее время в процессе абсорбционной осушки природного газа в качестве абсорбента используются гликоли, а именно, диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. В Российской Федерации в большинстве случаев нашел применение диэтиленгликоль. В зарубежной практике в основном применяется триэтиленгликоль. Основной причиной этого является наличие промышленной базы на химических предприятиях для его производства. Также следует отметить, что стоимость диэтиленгликоля ниже стоимости триэтиленгликоля. Это тоже повлияло на выбор абсорбента на газовых промыслах Российской Федерации. В момент начала эксплуатации установок абсорбционной осушки природного газа гликолями происходила частая замена абсорбента вследствие его большого уноса с осушенным газом.

В существующей научно-технической литературе подробно рассмотрены физико-химические свойства гликолей (диэтиленгликоля и триэтиленгликоля). В таблице 3.5 приведены общие физико-химические свойства диэтиленгликоля и триэтиленгликоля.

Таблица 3.5 - Общие физико-химические свойства диэтиленгликоля и триэтиленгликоля

Данные таблицы 3.5 показывают, что основные физико-химические свойства диэтиленгликоля и триэтиленгликоля относительно сопоставимы между собой.

Основные значимые различия для процесса абсорбционной осушки природного газа заключаются в различии значений для диэтиленгликоля и триэтиленгликоля вязкости, температуры разложения. Эти параметры существенно влияет на технологические параметры работы абсорбера и десорбера.

Вязкость гликолей определяет температурный режим работы абсорбера для обеспечения требуемой гигроскопичности гликоля. Температура деструкции гликолей вносит ограничения по температуре их нагрева в нижней части десорбционной колонны, следовательно, этот параметр влияет на степень регенерации абсорбента.

Анализ суммарных потерь гликолей в процессе абсорбционной осушки природного газа, приведенный в работе, показал, что при сопоставимых технологических параметров эксплуатации установки потери триэтиленгликоля в 2.0-2.5 раза ниже чем диэтиленгликоля. Существенным недостатком триэтиленгликоля, как абсорбента в процессе абсорбционной осушки природного газа, является его склонность к поглощению в небольшом количестве тяжелых и ароматических углеводородов.

В настоящее время осуществлены работы по рассмотрению возможности перевода установок абсорбционной осушки природного газа с применения в качестве абсорбента диэтиленгликоля на триэтиленгликоль.

Наибольшее влияние на величину депрессии точки росы по воде осушенного газа оказывает значение концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте, подаваемом в абсорбер.

Концентрация гликоля в регенерированном абсорбенте оказывает определяющее влияние на его гигроскопичность. Данный параметр характеризует потенциально достигаемую вязкость абсорбента при определенной температуре контакта газ-абсорбент на тарелках абсорбере.

Вязкость водных растворов гликолей прямо пропорциональна давлению и концентрации гликоля и обратно пропорциональна температуре также она зависит от типа используемого гликоля.

Для рассмотрения влияния перечисленных выше факторов на вязкость водных растворов гликолей в качестве примера на рисунке 3.5 приведена зависимость вязкости водных растворов гликолей от концентрации в них гликоля при различных значениях температуры.

Рисунок 3.5 - Зависимость вязкости водных растворов диэтиленгликоля и триэти- ленгликоля от их концентрации при различной температуре

На основании данных рисунка 3.5 видно, что разница в вязкости между чис- тыми гликолями и водой составляет порядка 49 сПз, поэтому от остаточного со- держания воды в регенерированном абсорбенте в значительной мере зависит его вязкость, которая является определяющим фактором при проведении процесса абсорбции. Разница значений вязкости водных растворов диэтиленгликоля и триэтиленгликоля при одинаковом остаточном содержании в них воды увеличивается при повышении концентрации соответствующих гликолей. При концентрации гликолей выше 80 % разница в вязкости водных растворов диэтиленгликоля и триэтиленгликоля достигает значений более 5 сПз. На основании этого следует, что предпочтительнее в качестве абсорбента использо- вать водные растворы триэтиленгликоля так, как они будут обладать большей гигроскопичностью.

Для рассмотрения влияния концентрации гликолей в водных растворах на значение получаемой точки росы по воде осушенного газа в таблице 3.6 приведены данные на основании работы по равновесно достигаемой точке росы по воде осушенного газа от качества регенерации абсорбента при различных температурах контакта газ-гликоль на тарелках абсорбера.

Таблица 3.6 - Данные по равновесной достигаемой точка росы по воде осушенного газа при использовании водных растворов гликолей разной концентрации в зависимости от температуры контакта

Данные таблицы 3.6 показывают, что при определенной температуре контакта газабсорбент на тарелках абсорбера потенциально достигаемая точка росы по воде осушенного газа значительно увеличивается при сокращении остаточного содержания воды в регенерированном абсорбенте. Также можно сделать заключение, что улучшение эффективности осушки природного газа гликолями может достигаться переводом данных установок с использования диэтиленгликоля на триэтиленгликоль. Данные таблицы 3.6 подтверждают целесообразность миними- зации остаточного содержания воды в регенерированном абсорбенте.

Данные приведенные на рисунке 3.5 подтверждают, что от значения кон- центрации гликоля в регенерированном абсорбенте напрямую зависит требуемая температура контакта газгликоль на тарелках абсорбера для обеспечения необхо- димой точки росы по воде осушаемого газа.

На рисунке 3.5 представлены результаты исследований влияния присутст- вия Ni(RCOO)2 в гликоле при изменении концентрации поверхностно-активного вещества в диапазоне 0-35 ppm на изменение значения поверхностного натяже- ния на границе раздела фаз гликоль-воздух. Исследования проведены по методу Рибиндера при 25ОС. В качестве гликолей при проведении исследований исполь- зованы химически чистые диэтиленгликоль и триэтиленгликоль.

Для химически чистых диэтиленгликоля и триэтиленгликоля получены значения поверхностного натяжения сопоставимые с данными их физико-химических свойств, которые приведены в научно-технической литературе. При исследованиях по методу Рибиндера при 25ОС для химически чистых диэтиленгликоля и триэтиленгликоля на границе раздела фаз гликоль-воздух получено значение поверхностного натяжения 48.19 мН/м и 44.82 мН/м соответственно. В работе приводится значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз гликоль-воздух для диэтиленгликоля равное 48.50 мН/м, а для триэтиленгликоля равное 45.20 мН/м. Отклонения полученных экспериментальных значений от приведенных в составляет 0.64 %отн. для диэтиленгликоля и 0.84 % отн. для триэтиленгликоля. Это свидетельствует об удовлетворительной чистоте использованных при проведении исследований диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, а также о применимости использованной методики.

Рисунок 3.6 - Зависимость поверхностного натяжения на границе раздела фаз гликоль-воздух от концентрации поверхностно-активного вещества (Ni(RCOO)2) при 20OC.

Данные рисунка 3.6 показывают, что ввод поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 в гликоль обеспечивает снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз гликоль-воздух. Зависимость поверхностного натяжения на границе раздела фаз гликоль-воздух при вводе в гликоль поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 от используемой концентрации имеет экстремум минимума при концентрации примерно равной 25 ppm. В точке соответствующей экстремуму минимума достигается снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз гликоль-воздух при использовании диэтиленгликоля равное 40.51 % отн., при использовании триэтиленгликоля равное 41.68 % отн. При концентрации Ni(RCOO)2 в гликоле более 25 ppm происходит повышение поверхностного натяжения на границе раздела фаз гликоль-воздух. Поэтому автором для рассмотрения влияния поверхностно-активного вещества на скорость выкипания воды из раствора с гликолем выбран диапазон концентраций Ni(RCOO)2 20-30 ppm в расчете на потенциальное содержание гликоля в растворе с водой.

При проведении лабораторных исследований по влиянию поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 на скорость выкипания воды из раствора с гликолем использованы смеси диэтиленгликоля и триэтиленгликоля с водой.

При проведении данных исследований концентрация вводимого поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 в водный раствор гликоля изменялась в диапазоне 20 ppm - 30 ppm с шагом 5 ppm.

Начальная концентрация воды в растворах с гликолями принята равной 5.0%об. Данная концентрация воды в растворе гликоля принята на основании рассмотрения данных по содержанию воды в насыщенном абсорбенте, который поступает в блоки регенерации. На основании данных приведенных в рассмотренной научно-технической литературе в большинстве случаев содержание воды в насыщенном абсорбенте, поступающем в блок регенерации, находится в районе 5.0 %об.

Отгонка воды из растворов с гликолем в каждом случае осуществлялась до ее остаточного содержания 0.5 % об. Данное значение остаточного содержания воды в регенерированном гликоле обеспечивает возможность стабильной эксплуатации установок абсорбционной осушки природного газа гликолями на длительном периоде эксплуатации месторождения.

Автором рассмотрено влияние поверхностно-активного вещества на скорость выкипания воды из раствора с гликолями в диапазоне температур 120 ОС - 150 ОС. Нижнее значение рассмотренного диапазона температур выбрано с целью обеспечения стабильного устойчивого режима кипения воды. Верхнее значение рассмотренного диапазона выбрано с целью обеспечения термостабильности диэтиленгликоля.

Талица 3.7 - Данные по влиянию поверхностно-активного вещества на скорость выкипания воды из объема гликоля

Результаты исследований по влиянию поверхностно-активного вещества на скорость выкипания воды из объема раствора с гликолями приведено в таблице 3.7, данные которой показывают, что присутствие в растворе гликоля с водой поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 в концентрации 25 ppm на потенциальное содержание гликоля ускоряет процесс выкипания из него воды в среднем в два раза для каждого из рассмотренных значений температуры отгонки в диапазоне 120 ОС - 150 ОС. Это справедливо как для водного раствора диэтиленгликоля так и для водного раствора триэтиленгликоля. Поэтому отдельно для водного раствора триэтиленгликоля не представлены результаты исследований для температур превышающих 150 ОС.

Для графической иллюстрации данных приведенных в таблице 3.7 на рисунке 3.7 представлена зависимость изменения скорости выкипания воды из раствора с гликолями (диэтиленгликолем и триэтиленгликолем) от концентрации поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2, присутствующего в рассматриваемой системе в диапазоне концентраций 0 ppm - 35 ppm. Данные на рисунке 3.7 приведены для температуры отгонки равной 120 ОС.

Рисунок 3.7 - Зависимость скорости выкипания воды из раствора гликолей от кон- центрации вводимого поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2.

При сопоставлении данных рисунков 3.6 и 3.7 видно, что поверхностные явления оказывают значимое влияние на скорость выкипания воды из растворов с гликолями.

Далее автором проведено рассмотрение выявленного факта повышения скорости выкипания воды из растворов с гликолями ввода поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 применительно к атмосферной перегонки насыщенный водой гликолей. Для этого использован созданный лабораторный стенд эмитирующий блок атмосферной регенерации гликолей. При проведении исследований использовались водные растворы гликолей (диэтиленгликоля и триэтиленгликоля) с объемным содержанием воды 5.0 % об. Ввод поверхностно-активного вещества в насыщенный водой гликоль осуществлялся в концентрации 25 ppm на потенциальное содержание гликоля. Скорость прохождения гликоля лабораторной атмосферной колонки поддерживалась соответствующей скорости его прохождения через десорбер промышленных установок. Рассмотрены случаи перегонки при изменении температуры низа лабораторной колонны в диапазоне 140 ОС - 150 ОС. Данный диапазон изменения температуры в промышленных условиях обеспечивает минимальное образование в объеме циркулирующего гликоля продуктов его термического окисления и разложения.

Результаты исследований на созданном лабораторной стенде, эмитирующем работу блока атмосферной регенерации гликолей, по влиянию присутствия поверхностно-активного вещества в насыщенном водой гликоле на десорбцию из него воды приведены в таблице 3.8.

Данные приведенные в таблице 3.8 показывают, что присутствие поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 в объеме насыщенного водой гликоля, который поступает на атмосферную перегонку, обеспечивает углубление десорбции воды относительно результатов традиционной схемы атмосферной перегонки.

Таблица 3.8 - Результаты исследований по влиянию поверхностно-активного вещества на процесс десорбции воды в насыщенного гликоля при атмосферной перегонке на лабораторном стенде

При атмосферной перегонке насыщенного водой гликоля (диэтиленгликоля и триэтиленгликоля) в присутствие поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 может быть достигнуто остаточное содержание воды в регенерированном гликоле на уровне 0.5 % об. при температуре низа перегонной колонны 140 ОС - 150 ОС. Это в среднем превышает на 2.0 % об. оптимально достигаемое значение остаточного содержания воды в регенерированном гликоле при традиционной схеме атмосферной перегонки насыщенного водой гликоля.

Из результатов проведенных лабораторных исследований в данном разделе можно сделать ряд заключений. Присутствие поверхностно-активного вещества Ni(RCOO)2 в концентрации 25 ppm в насыщенном водой гликоле при его атмосферной перегонке обеспечивает повышение скорости выкипания воды и получение регенерированного гликоля с остаточным содержанием воды на уровне 0.5 % об. При этом появляется возможность снижения температуры низа отгонной колонны до значений 140 ОС - 150 ОС. Это является важным фактором при промышленной регенерации гликолей потому, что может применяться температура низа десорбера не приближающаяся к температуре термодеструкции абсорбента.

Полученное значение остаточного содержания воды в регенерированном абсорбенте на уровне 0.5 % об. в промышленных условиях может достигаться при вакуумной схеме регенерации гликолей при температуре низа десорбера максимально приближенной к его температуре термодеструкции.

3.4 Оценка эффективности замены ДЭГ на ТЭГ

В настоящее время в газовой промышленности в качестве абсорбентов на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) широко используются гликоли. Этим реагентам и их высококонцентрироварнным водным растворам присущи высокая поглотительная способность, хорошая регенерируемость, низкие давления насыщения паров, незначительные потери с осушаемым газом. На месторождении всё ещё используется в качестве абсорбента использовался диэти-ленгликоль (ДЭГ). В настоящее время для осушки газа все чаще применяется триэтиленгликоль (ТЭГ), имеющий ряд преимуществ: меньшие потери с газом за счёт большей плотности и вязкости, меньшие потери от термического разложения, лучшая регенери-руемость, регенерация раствора без применения вакуума.

Для удаления влаги и мехпримесеи из природного газа на УКПГ предусмотрено оборудование по сепарации газового потока от капельной жидкости и механических примесей (сепаратор), по осушке газа от водяных паров (абсорбер), по регенерации абсорбента (блок огневой регенерации с теплообменниками, разделите-лями, блоком фильтров).

Согласно проекта, осушка газа до требуемого качества осуществлялась ДЭГом. ЦКБН провело технико-экономический анализ перевода УКЦГ на осушку ТЭГом, выполнило проверочные расчеты оборудования, спроектированного на осушку ДЭГом, подтвердило принципиальную возможность его использования на ТЭГе.

Были даны рекомендации, на основании которых был произведен перевод на ТЭГ установки осушки газа месторождения. При переводе на ТЭГ для снижения температуры РТЭГа потребовалась переобвязка существующих четырех теплообменников с паралельной схемы работы (2x2) на последовательную (1x4).

Проведенные промышленные испытания и эксплуатация в течение трех лет основного технологического оборудования установки осушки газа и регенерации ТЭГа на Мастахском ГКМ показали высокую эффективность принятых схемных и конструктивных решений. Параметры работы Ргаза - 7,9-8,2 МПа; trasa= 14-15 °С; в работе 5 ниток, производительность по газу от 7,6 до 10 млн.м3/ сут; гртэГ= 22-25 °С; tHCn=179-184 °С; концентрация НТЭГ - 96-97 %, РТЭГ 98-99 %; температура точки росы -20 °С зимой, -15 °С летом, что полностью удовлетворяет требованиям ОСТ 51.40-93; расход гликоля на технологическую линию составляет 1,7 м /ч, что составляет 4,5-6 кг/1000 м .

На основе преимуществ использования было принято решение о переводе с ДЭГа на ТЭГ. Осушка газа на УКПГ осуществлялась ДЭГом концентрации 99 % масс.;температура точки росы -20 °С в зимнее время. Насыщенный до 96 % ДЭГ регенерировался на установке регенерации под вакуумом. Осушка газа происходит в многофункциональных аппаратах (МФА) ГП 502 с четырьмя ступенями контакта. В качестве массообменных устройств используются ситча-тые тарелки в сочетании с контактно-сепарационными элементами ГПР 202. В нижней части аппарата установлена тарелка с центро-бежными элементами ГПР 353, в верхней части установлены сетчатые барабаны и фильтрующие патроны. В массообменной части МФА № 5 установлена регулярная насадка МЕЛЛАПАК-250 фирмы "Зульцер", а в массообменной части МФА № 4 - регулярная насадка разработки ЦКБН.

ЦКБН выполнило расчет материально-тепловых балансов, поверочные расчеты основного технологического оборудования. Схема перевода с одного гликоля на другой не потребовала каких либо переделок или изменений. Персоналом промысла в течение 12 ч. была произведена замена ДЭГа на ТЭГ. Параметры работы: Рга3а:= 6,0 -6,1 МПа, t^ = 12 °С; в работе 10 линий, расход по нитке 8,1 -9,5 млн.м3/сут; tpT3ra = 20-25 °С; tHcn = 180 - 195 С°; вакуум в колонне регенерации -0,6; концентрация НТЭГа 94,5-96,5 %; РТЭГа, 8-99,5 %; температура точки росы -20 °С зимой; -15 °С летом.

Таким образом, можно сделать вывод о эффективности переда ДЭГ на ТЭГ, в частности:

1.При переводе на ТЭГ удельный расход абсорбента на УКПГ сокращается в среднем на 1,5-2,5 г/1000 м3.

2.При смене гликоля отмечено снижение содержания солей хлора в гликоле более чем в четыре раза, что является следствием более низкой растворимости солей в ТЭГе.

3. Замена ДЭГа на ТЭГ, обладающего более высокой термической стойкостью, позволила отказаться от ежегодной смены гликоля.

Заключение

В результате проведенных исследований сделаны следующие выводы.

Эффективность эксплуатации газовых промыслов на территории Российской Федерации представляет важную часть газовой отрасли и мировых рынков природного газа. Рассматривая систему подготовки природного газа к магистральному транспорту, следует отметить, что ей присуще основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема, сдачи природного газа и продуктов его переработки.

Как известно добываемый природный газ содержит пары воды, которые при изменении термобарических параметров в системе магистрального транспорта приведут к образованию свободной воды, льда или гидратов. Это в свою очередь вызовет проблемы с магистральным транспортом добываемого природного газа связанные с накоплением жидкости в прямолинейной части трубопроводов, ее коррозией, образованием гидратных пробок и выходом из строя газоперекачивающих агрегатов. Поэтому добываемый природный газ перед магистральным транспортом проходит подготовку, основной целью которой является удаление из его состава содержащейся влаги до определенного количества. Наиболее распространенным способом подготовки природного газа к магистральному транспорту на территории Российской Федерации является процесс его абсорбционной осушки гликолями (диэтиленгликолем или триэтиленгликолем).

При увеличении времени разработки газового месторождения происходит падение пластового давления и повышение влагосодержания добываемого природного газа. Это приводит к возникновению проблем в процессе его подготовки методом абсорбционной осушки гликолями, которые связаны с ухудшением качества подготавливаемого газа вследствие снижения эффективности массопередачи молекул воды из добываемого флюида в фазу гликоля на тарелках абсорбера и сокращения извлечения воды из насыщенного абсорбента в блоке его регенерации.

В целях обеспечения стратегических и экономических интересов страны необходимо развивать технологический процесс абсорбционной осушки природного газа гликолями.

Поэтому представленная работа посвящена обоснованию повышения эффективности системы абсорбционной осушки газа путем замены ДЭГ на ТЭГ.

Мастахское газоконденсатное месторождение находится в состоянии довыработки и выступает как месторождение-регулятор, работает в период пиковых нагрузок. Горный отвод площадью 10 843 га удостоверяется актом № 02 от 25.04.2011г.

Запасы газа и конденсата по всем продуктивным горизонтам Мастахского ГКМ утверждены на совещании при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений ФАН РФ (протокол № 18/273 от 27.04.2012 г.).

Балансовые запасы газа по Мастахскому ГКМ в пределах лицензионного участка на 01.01.2016 составляют по категории С1 - 21 962 млн. м3, по категории С2 - 3 945 млн. м3.

Степень выработанности запасов по состоянию на 01.01.2016 г. - 38,7 %. В общем объеме добычи газа ОАО «ЯТЭК» добыча Мастахского ГКМ в 2015 году составила 0,2%.

Оборудование УКПГ, рассчитанное на работу с ДЭГом, работоспособно при применении в качестве абсорбента ТЭГа без значительных конструктивных изменений технологической схемы.

Качественные параметры осушенного газа соответств...