книги / Трубопроводный транспорт нефти и газа

Рис. 3.21. Кривые гидратообразоваиия для природных газов различной плот­ ности А

лении газа в газопроводе, увеличивается ио длине последнего. При

а влажность газа будет изменяться по кривой ас. Количество воды,

щения при начальном давлении и температуре газа в газопроводе; ^min — минимальная влажность газа в состоянии насыщения при движении его по газопроводу в точке с\ Q — пропускная способность газопровода.

На конечном участке газопровода (после точки с) влажность газа остается неизменной и равной &ymin (линия се). При этом относитель­ ная влажность газа (степень насыщенности его водяными парами) будет постепенно снижаться. При поступлении в газопровод газа влажностью wmln <Cwh <i ш1Нас на начальном участке она остается постоянной, хотя степень насыщенности газа водяными парами будет возрастать и, наконец, достигнет максимума (точка Ь). После этого в газопроводе начнется конденсация влаги (линия Ьс). На конечном участке влагосодержание будет оставаться неизменным (линия се). Количество воды, которая сконденсируется в этом случае в газопро­ воде на участке Ьс, S.W = (wh— a>min) Q-

Наконец, при поступлении в газопровод газа влажностью wf <вит |П конденсации влаги не происходит (линия fg).

Таким образом, во избежание конденсации водяных паров в газо­ проводе влажность подаваемого в него газа не должна превышать ®min.

81

ложения по отношению к давлению образования гидратов проис­ ходит в результате уменьшения упругости паров воды над обра­ зующимися гидратами. Для определения условий образования и раз­ ложения гидратов пользуются графиками, характеризующими упру­

влажности газа, соответствующей упругости паров воды р01, т. е. при р >PoiПри образовании гидрата часть паров воды, соответст­ вующая снижению упругости паров с р 01 до р г, переходит в гидрат. Таким образом, при образовании гидрата влагосодержание газа после гидратной пробки уменьшается в соответствии со снижением упруго­ сти паров воды до р

В газопроводе очень важно определить место образования гидра­ тов. Для этого необходимо знать (так же как и для определения самой возможности образования гидратов) состав и начальную влажность

ния Тгидр для данного газопровода. Точки т и п пересечения кривых, показывающих изменение в газопроводе температуры и равновесной температуры гидратообразования газа, определяют участок возмож­ ного образования гидратов при условии полного насыщения газа во­ дяными парами (участок тп). Однако зона выпадения гидратов в га­ зопроводе фактически будет зависеть от начальной влажности газа, подаваемого в газопровод, т. е. в конечном счете от точки росы газа. Если последняя оказывается выше температуры газа в точке, соот­ ветствующей, например, точке к, то гидратообразование начнется в точке яг. Как отмечалось ранее, па конечном участке газ недонасыщен парами воды, поскольку при практически неизменной темпера­

82

туре давление в газопроводе быстро падает и, следовательно, гидратообрязование на этом участке невозможно (начало этого участка на рис. 3.23 отмечено точкой /). Таким образом, зона гидратообразовання данного газопровода определяется участком mf. Однако гидраты мо­ гут образовываться не на всем протяжении участка inf. Это объяс­ няется тем, что в результате образования гидратов в точке т упругость паров воды уменьшается, что соответствует снижению точки росы газа от т до m v В дальнейшем по мере снижения температуры газ все больше насыщается парами воды, и в точке г он будет снова пол­ ностью насыщен, что приведет к образованию второй гидратной пробки. После этого точка росы газа снижается до г х и оказывается ниже минимальной температуры газа в газопроводе, что исключает образование третьей гидратной пробки.

jTaKHM образом, в газопроводе в зависимости от характера измене­ ния температуры и давления газа и его начальной влажности (точки росы) могут образоваться несколько локальных гидратных пробок.

Методы предупреждения образования гидратов

Предупреждение образования гидратов подогревом газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидра­ тов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа целесообразнее охлаждать его (с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно уве­ личить пропускную способность газопроводов, особенно газопрово­ дов с большим числом компрессорных станций (КС). Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях (ГРС), где при боль­ ших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта темпера­ тура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

Предупреждение образования гидратов снижением давления за­ ключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе сни­ жается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяют и при ликвидации уже образовавшихся гидра­ тов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких ча­ сов) для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных тем­ пературах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводах близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа нахо­ дится в пределах 1—1,5 МПа, применение данного метода для преду­ преждения гидратообразовання в магистральных газопроводах ока­ зывается неэффективным (оптимальное давление транспортируемого газа 5—7 МПа). Метод снижения давления применяется в аварийных

83

случаях для^разложения гидратов в газопроводе в сочетании с инги­ биторами, так как в противном случае после повышения давления гид­ раты появляются вновь.

Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гид­ ратов или образует их, но при более низких температурах. В каче­ стве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ),

ингибитора; с1, с2 — массовая концентрация соответственно вводимого и выводимого ингибитора; а — коэффициент, определяющий отноше­ ние массового содержания ингибитора в газовой фазе к массовой кон­ центрации ингибитора в водном растворе, контактирующем с газом (рис. 3.24). Величина с2 определяется по графику на рис. 3.25 в за­ висимости от требуемого снижения температуры гидратообразования А Т = Тр—7Y, где 7’р — равновесная температура гидратообразова­ ния газа; ТГ— температура газа в газопроводе. Для уменьшения рас­ хода метанола его необходимо вводить в начале зоны возможного гидратообразования в газопроводе. Экономически метанол выгодно применять при небольших расходах газа, когда из-за высоких капи­ таловложений нерационально использовать другие методы. Этот спо­ соб целесообразно применять также там, где гидраты образуются редко и в небольших количествах. Метанол можно вводить в сочета­ нии с другими средствами, например с осушкой газа (при нарушении технологии осушки) или с понижением давления (с целью разложе­

84

ния уже образовавшихся в газопроводе отложений гидратов). Исполь­ зование метанола для предупреждения образования гидратов в газо­ проводе при больших объемах транспортируемого газа экономически невыгодно. Ввод ингибиторов в газовый поток широко применяют на промыслах для предупреждения образования гидратов в сепара­ торах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах, а также в скважинах. При этом предпочтение следует отдать диэтиленгли­ колю, так как возможность его регенерации и сравнительно неболь­ шие потери и в большинстве случаев делают этот ингибитор наиболее экономичным.

При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения об­ разования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. При про­ мысловой подготовке газа к дальнему транспорту его осушают сорб­ ционным способом или охлаждением газового потока. В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже мини­ мальной температуры при транспортировке газа (влажность должна составлять не более 0,05—0,1 г/ма).

3.7. СОРБЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ОСУШКИ ГАЗА

Осушка газа абсорбентами

Жидкие сорбенты — абсорбенты, применяемые для осушки природ­ ных и нефтяных газов, должны иметь высокую растворимость в воде, низкую агрессивность, стабильность по отношению к газовым компо­ нентам, простоту регенерации, малую вязкость, низкую упругость паров при температуре контакта, слабое поглощение углеводородных компонентов газа, пониженную способность к образованию пены или эмульсий. Большинству этих требований наилучшим образом отве­ чают диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленглнколь (ТЭГ) и в меньшей степени этиленгликоль (ЭГ).

Диэтиленгликоль получают реакцией соединения двух молекул ЭГ с образованием молекулы воды. В химически чистом виде это бес­ цветная жидкость с молекулярной массой 106,12, относительной плот­ ностью (по воде) 1,117 и температурой кипения при р = 0,1013 МПа, равной 518 К.

Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных ус­ ловиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 308 К, что довольно часто оказывается недоста­ точным. В связи с разработкой газовых месторождений с высокой пластовой температурой газа потребовался более сильный влагопо­ глотитель — ТЭГ. Его получают соединением трех молекул ЭГ с об­ разованием воды. Молекулярная масса ТЭГ — 150,17, относительная

концентраций. Вследствие низкой упругости паров потери поглоти­ теля незначительные (5—18 г на 1000 м3 газа у ДЭГ и 2—4 г на

8 5

1000 м3/газа у ТЭГ). Температура кипения и упругость паров воды и гликолей сильно различаются, что облегчает регенерацию поглоти­ теля, а небольшая вязкость поглотителя облегчает работу циркуля­ ционных насосов. Обводненные гликоли неагрессивны в коррозион­ ном отношении. Растворимость природного газа в них незначительная: при давлениях до 15 МПа она не превышает 6 л на 1 л гликоля. При атмосферном давлении ДЭГ начинает распадаться при 437 К, а ТЭГ при 478 К. В соответствии с этим в производственных условиях сте­ пень их регенерации может достигать 96—99 %. ТЭГ имеет склонность к пенообразованию, для борьбы с этим применяют различные при­ садки, например моноэтаноламин.

Интенсивность процесса осушки газа гликолями находится в пря­ мой зависимости от давления, температуры контакта газ — сорбент

Как было показано ранее, в газе при повышенном давлении уменьша­ ется содержание влаги, что, естественно, приводит к снижению количе­ ства циркулирующего раствора сорбента, необходимого для осушки газа до заданной точки росы. Повышение температуры контакта газ — сорбент приводит к увеличению парциального давления водяных па­ ров над сорбентом, снижению поглотительной способности последнего и повышению точки росы осушки газа. Понижение температуры кон­ такта газ — сорбент оказывает обратное действие, т. е. снижает точку росы осушенного газа. Однако при осушке газа жидкими сорбентами не рекомендуется применять температуру ниже 303 К в связи с по­ вышением вязкости сорбентов и значительной трудностью их пере­ качки. При увеличении вязкости сорбента одновременно несколько снижается его поглотительная способность.

На поглотительную способность сорбента паров воды из газа большое влияние оказывает его концентрация: чем концентрация выше, тем ниже точка росы осушенного газа. Концентрация сорбента обычно колеблется в зависимости от требуемой степени осушки в пре­ делах 90—99 %. Зависимость точки росы газа Тр. г от концентрации раствора сорбента сс и температуры контакта Т графически изобра­ жена на рис. 3.26.

При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ бо­ лее дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить боль­ шее снижение точки росы газа. Потери ТЭГ при регенерации значи­ тельно меньше, чем потери ДЭГ, вследствие более низкой упругости паров ТЭГ.

На рис. 3.27 изображена схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая широкое распространение на газовых место­ рождениях. Поступающий с промысла газ проходит сепаратор /, где осаждается капельная влага, и поступает в нижнюю часть абсорбера 2. Сначала газ идет в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой допол­ нительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря большой поверхности контакта с насадками. Затем газ последовательно про­ ходит через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых таре­ лок в абсорбере 4—12. Навстречу потоку газа протекает 95—97 %-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсорбер насосом 10. Осушенный вследствие

«6

Веда

контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную сек­ цию 5, где освобождается от захваченных капель раствора и направ­ ляется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6—8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступает в тепло­ обменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерирован­ ного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который идет на собственные нужды. Из выветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в выпар­ ную колонну (десорбер) 12, где осуществляется регенерация раствора. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны та­ рельчатого типа, в которой из насыщенного раствора ДЭГ, стекаю­ щего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ; кипятильника-испарителя 11, в котором проис­ ходит нагревание раствора гликоля и испарение воды. В кипятиль­ нике поддерживается температура раствора гликоля в предела.. 423—433 К, а в верхней части выпарной колонны 378—380 К- Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой с темпера­ турой 303 К, что позволяет сконденсировать пары ДЭГ и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается в сепараторе 15. Отсюда газ отсасывается из конденсата вакуумным насосом 14 и на­ правляется на сжигание. Часть полученной воды, содержащей ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и под­ держания температуры 105—107 °С. Регенерированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура снижается, и вновь поступает на верхнюю та­ релку абсорбера. Если необходимо получить высокую концентрацию

87

насыщенного раствора ДЭГ (98—99 %) для достижения более низких точек росы газа, то регенерацию гликолей производят под вакуумом, который создается вакуумным насосом 14.

Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степени зависит от потерь сорбента. Для их снижения в первую оче­ редь необходимо строго поддерживать расчетный температурный ре­ жим десорбера, тщательно сепарировать газ и водяной пар на выходе соответственно из абсорбера и десорбера и по возможности исключить пенообразование при контакте газа с абсорбентом за счет специальных добавок.

Количество концентрированного раствора абсорбента, подавае­ мого в поглотительную колонну, определяется из материального ба­ ланса по воде по формулам:

G + ДW — массовый расход насыщенного раствора абсорбента; k 2 — количество гликоля в насыщенном растворе; АЦ7 — массовое коли­ чество влаги, отбираемой из газа,

0,1013 МПа; wx и w2 — влажность газа соответственно на входе и вы­ ходе абсорбера.

Решая совместно уравнения (3.2) и (3.3), находим

G=Q(wx— w2) k2l(kх—k2).

Теоретическое число тарелок в абсорбере обычно определяется графическим методом путем построения ступенчатой линии между оперативной (рабочей) линией и кривой равновесия.

Для построения оперативной линии воспользуемся уравнением материального баланса всего абсорбера:

Из (3.4) следует

^ L / V = (Ух— УгУ(х2 — Хх).

Это уравнение оперативной линии абсорбера; оно показывает, что наклон линии в координатах х—у определяется отношением количе-

88

нента в газовой фазе равно произведению его молярной концентра­

где р в — парциальное давление водяных паров в газовой фазе; у' —

Для практических расчетов вводят понятие константы равновесия, представляющей собой отношение упругости паров ру. в к общему давлению р, т. е. k = ру. в/р. Константа равновесия k определяется в зависимости от температуры и давления по таблицам или графикам, составленным на основе экспериментальных данных. Тогда уравнение

Это уравнение позволяет по концентрации компонента в одной фазе равновесной системы определять его концентрацию в другой

центрации х и у, выраженные в молях воды на 1 моль абсорбента и су­ хого газа соответственно: х = mB/maбс! х = mJ(mB + т абС), где

тв — число молей воды; /пабс — число молей абсорбента. Отсюда

89

По аналогии

Из (3.6), (3.7) и (3.8) получаем уравнение кривой равновесия

y — kx'!{\—kx') = kx/[[ -f х(1 —£)].

Для определения числа теоретических тарелок между оператив­ ной линией и равновесной кривой (см. рис. 3.28) строят ступенчатую линию, изображающую переход смеси водяных паров, газа и абсор­

принимают равным лраб = птсор/т], где ц — к, п. д. тарелок, завися­ щий от их конструкции.

Аналогичным образом рассчитывается десорбция (регенерация) раствора.

Диаметр абсорбера и размеры скрубберных секций назначают в зависимости от допустимой скорости в свободном сечении абсорбера и в скрубберных секциях, а также от расхода осушаемого газа. Ука­ занные допустимые скорости газа определяются по данным опыта в зависимости от требуемой степени сепарации взвешенных капель раствора абсорбента. Они могут быть определены и по эмпирическим формулам. Так, допустимая скорость газа в свободном сечении абсор­

бера и = 0,82/^Р, где р — плотность газа в рабочих условиях, определяемая из уравнения состояния реального газа, р = p/(zRT). Насосы и диаметры трубопровода для циркуляции раствора, тепло­ обменные аппараты и кипятильники подбирают и рассчитывают по известным формулам применительно к избранному режиму работы установки осушки газа.

Осушка газа адсорбентами

В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности широко применяют активированную окись алюминия и боксит, ко­ торый на 50—60 % состоит из А120 3. Активизируется боксит при тем­ пературе 633 К в течение 3 ч без доступа воздуха. Поглотительная способность боксита составляет 4—6,5 % от массы. Преимущества метода: низкая точка росы осушенного газа; простота регенерации поглотителя; компактность, несложность и низкая стоимость уста­ новки. Боксит поставляется в зернах (гранулах) диаметром 2—4 мм. Насыпная масса равна 800 кг/м3. Глубина осушки зависит от степени насыщения боксита, уменьшаясь с увеличением последней. Продол­ жительность работы бокситовой загрузки больше года. Скорость про­ хождения газа через активированный боксит равна 0,5—0,6 м/с. За­ грузка боксита определяется в зависимости от количества газа и со­ держания в нем влаги по формуле G — Qwxla, где Q — объемный расход газа через адсорбер, приведенный к 273 К и 0,1013 МПа; х —

90