Осушки природного газа на магистральных газопроводах
| Вид материала | Документы |
- Коррозии, виды коррозийных повреждений на газопроводах. Стресс-коррозия на газопроводах,, 549.97kb.
- Применяемое в добыче и транспорте газа электрооборудование, а так же при строительстве, 244.86kb.
- Природные источники углеводородов, 121.67kb.
- С. Я. Чернавский (цэми ран) экономический анализ угроз со стороны рынков природного, 56.59kb.
- В 2002 году производство природного газа в Канаде составило 6 триллионов кубических, 695.89kb.
- Правила безопасности при производстве, хранении и выдаче сжиженного природного газа, 1619.21kb.
- О перевозке сжиженного природного газа, квалифицированные трудовые ресурсы, документация, 117.01kb.
- Производственно-технологический комплекс по производству и доставке сжиженного природного, 155.12kb.
- Для исследования процесса, 27.84kb.
- «Установка осушки газа и регенерирования гликоля. Разработать конденсатор-холодильник», 339.69kb.
Данилин В.Н.
Шабалина С.Г.
Красников А.В.
Качанов В.А.
Алешин В.И.
Система осушки природного газа на магистральных газопроводах
Начиная со второй половины ХХ в. газовая промышленность становится наиболее быстро развивающейся отраслью топливно-энергетического комплекса. Продукция этой отрасли обеспечивает потребность всей промышленности (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловой электроэнергетики (35%), коммунального бытового хозяйства (более 10%). Газ – самое экологически чистое природное топливо и ценное сырье для производства химической продукции. За последние десятилетия мировое потребление природного газа росло более высокими темпами по сравнению с другими видами энергии. В России, имеющей свыше 40% прогнозных топливных ресурсов планеты, доля природного газа в топливно-энергетическом балансе страны за последние 50 лет увеличилась с 1 до 50%. В настоящее время энергетическая стратегия России, несмотря на снижение общего объема добычи газа, предусматривает дальнейшее увеличение его удельного веса в производстве первичных энергоресурсов.
Интенсивные темпы развития газовой промышленности обусловлены высоким уровнем развития ее подотраслей – добычи, подготовки, транспорта и системы распределения (газоснабжения). В последние годы введены в эксплуатацию гигантские газовые и газоконденсатные месторождения с высокопроизводительными установками комплексной подготовки газа (УКПГ) к транспорту, расположенные в районах Сибири и Крайнего Севера.
Помимо использования природного газа в качестве топлива, он находит применения в различных областях промышленности. Эффективно используется газ в сельском хозяйстве. Система газового инфракрасного отопления с применением жидкого газа создает благоприятные микроклиматические и зоологические условия на животноводческих фермах. Жидкий газ используется в сушилках с газовыми горелками или инфракрасными излучателями для сушки зерна, фруктов и т.д. Газ используют в теплицах при выращивании ранних овощей. Газ, сгорая в теплице, не только поддерживает необходимую температуру, но и повышает содержание углекислоты внутри теплицы, что значительно увеличивает урожайность огурцов, помидоров, а также ускоряет их созревание. Большие возможности для химической промышленности открылись с появлением газа. Путем различных способов переработки из газа получают синтетические материалы и пластмассы, органические кислоты, каучук, лекарственные и моющие вещества, минеральные удобрения и ядохимикаты, водород, этилен и ацетилен, окись углерода, спирты и красители.
В связи с возрастающим спросом на природный газ необходимы конструктивные решения, направленные на усовершенствование подотраслей газовой промышленности (добычи, подготовки, транспорта и системы газораспределения), что позволит рационализировать поставку газа на внутрироссийские нужды и на экспорт для дальнейшего улучшения энергетической и экономической эффективности. Также необходимы разработки, связанные с увеличением количества извлекаемых полезных компонентов из добываемого природного газа. Разумеется, все эти действия не должны противоречить экологическим нормам.
Природный газ, поступающий из скважин, содержит механические примеси (песок, пыль), которые увеличивают абразивный износ газовых тракторов компрессоров, а углеводородный конденсат, пары воды и свободную влагу с растворенными в ней солями – они вызывают трудности (главным образом – коррозию, образование гидратов или льда, что является причиной возникновения пробок в нем) при транспортировки газа по трубопроводу.
Для удаления механических примесей используются сепараторы различных конструкций. Для предотвращения конденсации воды из газа при его охлаждении и образовании гидратов одним из наиболее важных звеньев в процессе подготовки газа транспорту является искусственная осушка, с помощью которой добиваются состояния газа, когда его точка росы ниже, чем температура транспортировки.
По своему классификационному признаку методы осушки газов подразделяются на три основные группы:
1. Физические
В основе лежит искусственное охлаждение газов, компримирование их, а также сочетание компримирования с охлаждением. Осуществляются следующими способами:
- вымораживанием влаги из газа с использованием низких температур атмосферы;
- охлаждением газа с дополнительным компримированием и без него;
- инжекцией химических веществ в газовый поток промысловых газосборных трубопроводов с последующим улавливанием продуктов гидратации на сепарационных и центральных установках;
- низкотемпературной сепарацией (т.е. охлаждением природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы).
2. Химические
Химическая реакция между водой и химическими веществами может быть столь полной, что образующиеся при этом продукты гидратации будут иметь чрезвычайно низкую упругость водяных паров. Имеются химические реагенты, обеспечивающие практически полную осушку газа. Однако эти реагенты очень трудно или вообще невозможно регенерировать, что делает их непригодными для использования в качестве промышленных осушителей. Они широко применяются при лабораторном определении влажности газов.
3. Физико-химические
Основаны на поглощении влаги различными поглотителями (сорбентами) и делятся на две основные группы: адсорбция (с применением твердых сорбентов) и абсорбция (с применением жидких сорбентов).
Физико-химические методы получили наиболее широкое применение. Данная работа будет посвящена более детальному исследованию и сравнению этих методов.
В случаях, когда осушка газа невозможна (невыгодна) или является неполной, возникает необходимость использования других методов предотвращения гидратообразования, а в крайних случаях существует необходимость ликвидации уже образовавшейся гидратной пробки. Для разрушения гидратной пробки снижают упругость паров воды в газе ниже упругости гидрата при данной температуре. Для этого используют подогрев газа, снижение давления, многократное дросселирование или ввод ингибиторов(1).
Подогрев газа с целью поддержания температуры выше равновесной температуры образования гидратов осуществляется на станциях подогрева открытым огнем, паром или другим теплоносителем в теплообменниках различной конструкции.
Этот метод может быть применен на магистральных газопроводах небольшой протяженности, а также на газосборных сетях промыслов, когда производится централизованная осушка газа на головных сооружениях. При этом газ целесообразно подогревать так, чтобы его температура при входе на установки осушки превышала температуру образования гидратов на несколько градусов.
Можно применять обогрев для тех же целей в условиях, когда гидраты образуются в результате местного редуцирования газа, а рабочая температура в газопроводе превышает равновесную температуру образования гидратов.
Следует отметить, что в условиях возможного гидратообразования без подогрева газа неудовлетворительно работают не только стандартные регулирующие клапаны, но и последние образцы регуляторов давления. Подогрев газа не является эффективным методом борьбы с замерзанием влаги в трубах и гидратообразованием, т.к. газ сравнительно быстро приобретает температуру окружающего грунта.
Метод снижения давления используется как для ликвидации уже образовавшихся гидратов, так и с целью предупреждения их образования. В первом случае резкое снижение давления приводит к разложению гидратов, для чего необходим определенный интервал времени: от нескольких минут до нескольких часов в зависимости от температуры грунта и характера пробки.
Этот метод эффективен при ликвидации гидратных пробок, образовавшихся при плюсовых температурах и непригоден при температуре грунта ниже 00С, т.к. при разложении гидратов вода переходит в лед и возникает ледяная пробка.
Метод снижения давления может быть применен в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе путем кратковременного снижения давления ниже давления разложения гидратов.
Исследованиями эффективности многоступенчатого дросселирования газа для борьбы с образованием гидратов было установлено, что если производить сепарацию жидкой фазы после каждого штуцера также многоступенчато, то это дает большой эффект.
Когда невозможно или нецелесообразно применить первые два метода, в поток газа вводятся ингибиторы гидратообразования (ИГ). Они частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор. Последний либо совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования в присутствии чистой воды.
В качестве ингибиторов могут применяться как органические, так и неорганические соединения.
Количество ингибитора
, г/м3, необходимое для предотвращения образования гидратов, можно определить из уравнения
(5.1)где
– влагосодержание газа перед вводом ИГ, г/м3;
– влагосодержание газа при заданных условиях, г/м3;
– весовая концентрация вводимого ИГ, %;
– весовая концентрация обводненного ИГ, %.Применение того или иного ИГ зависит от его свойств. Широкое использование метанола было вызвано его дешевизной по сравнению с другими ИГ. Однако выгода от его использования оправдана лишь при небольших расходах газа, когда из-за высоких капиталовложений применять другие методы нерационально. Другим его недостатком является тот факт, что из-за высокой упругости паров потери его с газом значительны, значительны они и при его регенерации. Поэтому использование метанола в крупных системах или в тех случаях, где требуется защита от гидратов в течение значительного времени года обходится исключительно дорого: метанол невозможно экономично регенерировать для повторного использования, в основном он применяется только тогда, когда расходы на стационарное оборудование для осушки не оправданы. По этим причинам он не нашел широкого применения на установках низкотемпературной сепарации (НТС) и применяется только для разложения гидратных пробок. Применение метанола в установках НТС особое значение может приобрести в условиях Дальнего Севера, где температура воздуха достигает -600С и где применение других ингибиторов крайне затруднительно. Также следует отметить, что метанол является очень ядовитым веществом.
Что касается расчетных значений расхода метанола при обработке газа, то последние нуждаются в уточнении и могут использоваться лишь как сугубо ориентировочные, оценочные. Впрыскиваемый в газовый поток метанол в настоящее время полностью теряется, частично переходя в газовую фазу, а частично улавливается конденсатом и пластовой водой.
Применение растворов СаСl2 и NaCl имеет практический интерес из-за их невысокой стоимости, однако концентрация вводимых растворов ограничена растворимостью этих солей в воде. При наличии в газе H2 и СО2 имеется опасность электролитической коррозии оборудования. Раствор СаСl2 по сравнению с NaCl имеет определенные преимущества: замерзает при более низкой температуре, более гигроскопичен, а, следовательно, более эффективен.
Если газ из скважины поступает с высоким давлением, низкую температуру можно достигнуть дросселированием газа; тем самым обеспечивается самоохлаждение. На отдельных установках, где газ подается с низким давлением, низкие температуры достигаются путем механического аммиачного или пропанового охлаждения. В обоих типах установок необходимо охладить газ ниже температуры гидратообразования для обеспечения эффективного улавливания углеводородов, способных переходить в жидкое состояние. Низкая температура, воздействию которой подвергается газ, обычно гарантирует достаточное обезвоживание выходящего потока газа для его транспортировки без дальнейшей осушки. Каждое дополнительное снижение температуры на 5,60С при нормальном режиме работы установки дает добавочное улавливание приблизительно 2,9 г конденсата на 1 м3 газа.
Простые системы охлаждения, основанные на расширении без применения ИГ, обычно могут быть использованы для получения 0,10-0,12 кг конденсата на 1000 м3 газа при перепаде давления порядка 80-82 кг/см2. Более эффективное улавливание конденсата и обезвоживание достигается при применении ингибитора гидратов и при использовании холодного газа на выходе из низкотемпературного сепаратора для предварительного (до расширения) охлаждения поступающего газа ниже температуры гидратообразования, что обеспечивает более низкую температуру в сепараторе. По мере понижения давления в скважине и приближении перепада давления к 68 кг/см2 для получения 0,113 кг конденсата на 1000 м3 газа необходим ингибитор гидратообразования.
В качестве ингибиторов успешно используются гликоли, являющиеся по своему действию более эффективными, но дорогими по сравнению с хлористым кальцием и метанолом. Значительно снижает стоимость применения гликолей их регенерируемость. Выбор гликоля зависит от температуры замерзания водных растворов, вязкости, понижения температуры гидратообразования для данной концентрации, растворимости гликоля в углеводородной фазе, давления пара, температуры жидкой и газообразной фаз в низкотемпературном сепараторе, соотношения газ-конденсат.
В настоящее время гликоль как ингибитор гидратообразования нашел широкое применение на установках (НТС). Впрыск гликоля предусматривается в точках, где температура газа ниже температуры гидратообразования.
Зависимость понижения температуры замерзания воды от концентрации гликолей показано на рисунке 1 а, б, в. Наличие жидкой фазы легких углеводородов может немного понизить температуры замерзания также как и высокое давление. Температурные условия и концентрация гликоля в оборудовании установки должны поддерживаться не только в жидкой зоне кривых, но также и в зоне достаточной вязкости. Жидкости, вязкость которых составляют 100-150 спз, прокачиваются с трудом.
Необходимо заметить, что графики, представленные на рисунке 1, получены методом растворимости. К тому же сведения, показанные на графиках, являются неполными: отсутствуют данные по околоэвтектическим зонам, также анализ литературных источников (1) показал, что нет данных по теплотам фазовых превращений.
В связи с этим была поставлена цель – уточнить экспериментальным путем диаграммы плавкости и тепловые эффекты водных растворов гликолей с помощью наиболее современных методов исследования, а также подобрать теорию, которая наиболее точно описывает поведение систем диол-вода.
а б в
а – 1 – первые кристаллы льда; 2 – пласта; 3 – затруднения в работе; 4 – твердое вещество;
б – 1 – первые кристаллы льда; 2 – впервые кристаллы ДЭГ; 3 – затруднения в работе; 4 – твердое вещество;
в – 1 – первые кристаллы льда; 2 – первые кристаллы ТЭГ; 3 – пласта; 4 – твердое вещество
Рисунок 1 – Характеристики смесей ЭГ-вода (а), ДЭГ-вода (б) и ТЭГ-вода (в) при низких температурах
Исследования системы ЭГ-вода методом ДСК включали сканирование составов вода и этиленгликоль с содержанием этиленгликоля 60%, 70% и 80% со скоростью сканирования 8град/мин в интервале от – 100 0С до + 200С в атмосфере газообразного азота каждый опыт повторялся трижды за исключением случайной ошибки. Эталоном сравнения служил галлий. Кроме температур кристаллизации была определена теплота кристаллизации так как для разработки рекомендации по применению систем водных растворов гликолей в качестве ингибиторов гидратообразования необходимо знать о теплотах фазовых переходов. При расчете теплот плавления смесей суммарный тепловой эффект соответствует площади суммарного пика во всем интервале фазового перехода от линии ликвидус до линии солидус.
Результаты экспериментальных исследований представлены в таблице 2
Таблица 1 – Температуры и теплоты кристаллизации системы ЭГ-вода
| Концентрация ЭГ, % (вес.) | Мольная доля ЭГ | Температура кристаллизации по линии ликвидус, К | Теплота кристаллизации раствора, Дж/моль |
| 60 | 0,3033 | 224,45 | 303,155 |
| 70 | 0,4037 | 188,40 | 199,862 |
| 80 | 0,5372 | 220,65 | 722,483 |
Рисунок 1 – Термограмма кристаллизации чистой воды
Рисунок 2 - Термограмма плавления системы этиленгликоль-вода
Расчетные, литературные и экспериментальные данные сводим в таблицу 2.
Таблица 2 – Результаты сравнения данных по системе ЭГ-вода
| Концентрация ЭГ в воде, % (вес.) | Температура кристаллизации по линии ликвидус, К | |||
| Расчетные данные | Литературные данные | Эксперимент | ||
| Гильдебрандт-Скетчард | UNICUAC | |||
| 0 | 273,15 | 273,15 | 273,15 | - |
| 10 | 269,545 | 270,075 | 269,091 | - |
| 20 | 264,599 | 266,445 | 264,764 | - |
| 30 | 258,085 | 261,612 | 257,929 | - |
| 40 | 249,689 | 254,605 | 250,090 | - |
| 50 | 238,969 | 244,019 | 237,576 | - |
| 60 | 225,272 | 228,053 | 223,435 | 224,45 |
| 70 | 213,950 | 204,142 | - | 188,40 |
| 80 | 228,929 | 193,601 | 225,101 | 220,65 |
| 90 | 244,014 | 224,245 | 242,305 | - |
| 100 | 260,2 | 260,2 | 260,2 | - |
Рисунок 3 – Сравнение расчетных, литературных и экспериментальных данных системы ЭГ-вода
Из результатов сравнения расчетных и литературных данных (таблица 2) видно, что теория Гильдебрандта-Скетчарда более адекватно описывает систему ЭГ-вода по сравнению с теорией UNIQUAC. Это подтверждают и экспериментальные данные.
Однако особенный интерес вызывает температура 70% раствора ЭГ-вода, полученная экспериментальным путем, т.к. литературных данных по данному соотношению нет.
По результатам сравнения теория Гильдебрандта-Скетчарда может быть рекомендована для прогнозирования свойств водно-спиртовых смесей. Предложенная методика прогнозирования может быть использована для установления рабочих температур для различных смесей диолов с водой в любых комбинациях.
Литература:
1. Гликоли и опыт их применения в нефтяной и газовой промышленности / Н.М. Байков, И.И. Тойгузин, Т.А. Сайфеев, А.Г. Зарипов. – М.: ВНИИОНГ, 1970. – 152 с.