14. Абсорбционная и адсорбционная осушка газа

Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углево­дородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Аб­сорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контакта, низкой коррозионной спо­собностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ).

Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтиро­ванных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осу­шенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давле­ния, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента.

,где Q-кол-во осушаемого газа, тыс.м³/ч; W_н,W_к-влагосодержание соответственно поступающего и осушенного газов, кг/тыс.м³, Х₁,Х₂-концентрация абсорбента в свежем и насыщенном растворах, %вес.

Адсорбционная осушка газа

Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой "точки росы" (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в север­ных районах страны. Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсор­бенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.

К ним относятся активированные угли (S_уд=600-1700 м²/г); силикагели (S_уд=320-770м²/г); цеолиты.

Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на по­верхности или в объеме микропор твердого тела.

Необходимое количество адсорбента G (кг) определяется по формуле

G=QWt/, где Q-кол-во осушаемого газа, м³/ч; W-кол-во влаги, поглощаемой абсорбентом, кг/м³;-динамическая активность адсорбента;t-время работы адсорбента, ч.

Продолжительность циклов насыщения, регенерации и охлаждения адсорбента определяется временем, необходимым для его регенерации. Обычно цикл насыщения длится 10-20 ч, а цикл регенерации 4-8 ч.

Десорбция основана на том, что, при повышении температуры увеличивается энергия адсорбированных молекул и они могут освобождаться от адсорбента. Наиболее благоприятны для этого температуры 200-300⁰С.

15. Низкотемпературная сепарация

Одним из основных методов подготовки природного газа является низкотемпературная сепарация (НТС), сущность которой состоит в полу­чении низких температур при расширении газа. Применяется на месторож­дениях с высоким пластовым давление (16-20 и более МПа), при содержа­нии конденсата в газе до 100 г/м3. Допускается содержание сероводорода. НТС с впрыском в поток газа гликоля обеспечивает получение точки росы газа по воде от - 25°С до - 60°С.

В простейшей схеме НТС в качестве редукционного органа использу­ют насадки постоянного сечения - штуцеры. В процессе дросселирования газа в штуцере (снижение давления газа при постоянной энтальпии) тем­пература газа снижается на 2-4°С на 1 МПа снижения давления. В расчетах принимают среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона, равное 3°С на 1 МПа.

Охлаждают продукцию скважин для того, чтобы сконденсировались тяжелые углеводороды (конденсат), пары воды. После перехода конденсата и воды в жидкое состояние газожидкостную смесь сепарируют, отделяя жидкость от газа. При сепарации от газа отделяются также механические (твердые) примеси и вводимые в поток ингибиторы коррозии и гидратооб-разования.

Таким образом, назначение НТС - извлечение конденсата, осушка и очистка газа от механических примесей. НТС обеспечивает подачу конди­ционного газа в магистральный газопровод и добычу нестабильного кон­денсата.

Технологическая схема НТС с использованием эффекта Джоуля-Томсона для отдельной скважины

1 - добывающая скважина; 2 - манифольд; 3 - шлейф; 4 - каплеотбойнигс; 5 - теплообменник; 6 - штуцер; 7 - низкотемпературный сепаратор; 8 - кон-денсатосборник.

Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу в каплеотбойник жидкости и твердой фазы 4, отделяется в нем от капель жидкости и твер­дых частиц, поступает в теплообменник 5, предварительно охлаждается в нем встречным потоком холодного газа от t, до t₂, проходит редуцирование в редукционном аппарате 6, охлаждается до заданной температуры tc при давлении максимальной конденсации Рс, отделяется от жидкости и твердой фазы в нем, частично или полностью проходит теплообменник 5, нагрева­ется за счет теплоты потока газа, идущего из скважины, от t₃ до t₄ и далее поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП). Там он окончательно доводится до товарных кондиций, его измеряют и распределяют по потребителям. Отделившийся нестабильный конденсат направляют на ПГСП, где его стабилизируют и замеряют количество.

НТС - процесс однократной конденсации и разделения газа и жидко­сти, несовершенный технологический процесс. Даже при весьма низких температурах сепарации (до - 40°С) он не обеспечивает полного извлечения жидких углеводородов, но позволяет использовать пластовое давление для получения холода.