Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 [ 23 ] 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

(поток 5) от водной (поток 6). Концентрация ингибитора в низкоконцентрированном водном растворе (поток 6), отделяемом на первой ступени сепарации, составляет 0,025 % (по массе), что отвечает требованиям экологии для подачи водного раствора в систему промстоков.

После последней ступени контакта объединяют газовую фазу (поток 3), концентрация ингибитора в которой 79,7 % (по массе), с байпасированным потоком газа (поток 4). Этим обеспечивается концентрация ингибитора в газовом потоке (поток 5), равная 68,5 % (по массе).

Такая концентрация позволяет исключить гидратообразова-ние, которое может возникнуть после охлаждения газового потока при существующих термодинамических параметрах установки. Для предупреждения гидратообразования на этом участке концентрация ингибитора должна быть не менее 55 % (по массе). Охлажденный поток газа 7 направляют на вторую ступень - низкотемпературную сепарацию.

Термодинамические условия в низкотемпературном сепараторе следующие: температура от -15 до -25 °С, давление 79 МПа. Отсепарированный и охлажденный сухой газовый поток 8, полученный после низкотемпературной сепарации, используют для охлаждения газового потока (поток 5) и направляют в газопровод. Водную фазу (поток 9), концентрация ингибитора в которой 28,2 % (по массе), со второй ступени сепарации обогащают свежим ингибитором гидратообразования (поток 10) до концентрации 51,3 % (по массе) и полученный водный раствор направляют на контакт с газом в первую ступень сепарации (поток 2), а углеводородную жидкость со второй ступени сепарации (поток 11) - в конденсатопровод.

Способ предлагает многократное (циклическое) использование водной фазы второй ступени сепарации, содержащей ингибитор гидратообразования. Необходимую концентрацию ингибитора гидратообразования в водной фазе, направляемой на первую ступень сепарации, обеспечивают, добавляя свежий ингибитор гидратообразования. Необходимость в добавлении свежего ингибитора связана с компенсацией уноса его с газом и конденсатом.

Эффективность

Предложенный процесс позволяет снизить расход и концентрацию свежего ингибитора и осуществить непосредственную подачу газа с необходимым содержанием в нем ингибитора гидратообразования на низкотемпературную сепарацию.

Данный способ подготовки углеводородного газа нашел свое применение на УКПГ-2 Уренгойского месторождения.

Разработчик

ДАО ЦКБН РАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2117854, БИ < 23, 1998 (Авторы: Г.К. Зиберт, И.Э. Ибрагимов).

5.1.2. СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Краткое описание

Предложенный способ предназначен для подготовки природного газа к транспорту путем выделения из него воды и углеводородного конденсата.

Принципиальная технологическая схема этого способа изображена на рис. 5.2.

Способ подготовки природного газа к транспорту включает ступенчатую сепарацию, охлаждение газа между ступенями сепарации, дегазацию и охлаждение нестабильного конденсата, полученного после каждой ступени сепарации, и противо-точное контактирование конденсата со всех ступеней сепарации с отсепарированным газом в верхней зоне сепаратора последней ступени сепарации.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Исходный газ подают в сепаратор 1, где при давлении 1 3,3 МПа и температуре 21 °С происходит отделение механических примесей и жидкости (конденсат и вода).

Газ из сепаратора 1 охлаждают в рекуперативном теплообменнике 2 потоком газа из сепаратора-абсорбера 3 до температуры -12 °С. Затем его дросселируют в штуцер 4, газ при этом охлаждается до температуры -30 °С.

Жидкую фазу из сепаратора 1 дросселируют на штуцере 5 до давления 8 МПа и направляют в трехфазный разделитель 6, где при давлении 8 МПа и температуре 14 °С происходит разделение фаз. Жидкую фазу из трехфазного разделителя (выветренный углеводородный конденсат) охлаждают в тепло-

Рис. 5.2. Технологическая схема подготовки природного газа к транспорту:

1 - сепаратор; 2 - рекуперативный теплообменник; 3 - сепаратор-абсорбер; 4, 5, 9 - штуцера; 6 - фазный разделитель; 7, 8 - теплообменники

обменниках 7 и 8 и направляют в качестве абсорбента на орошение в верхнюю часть сепаратора-абсорбера 3. Газ дегазации из трехфазного разделителя 6 подают в нижнюю часть сепаратора-абсорбера.

Режим в сепараторе-абсорбере следующий: давление 7,8 МПа, температура минус 26-30 °С.

В сепарационной зоне из газа выделяют жидкую фазу, сконденсировавшуюся при охлаждении в рекуперативном теплообменнике 3 и дросселировании на штуцере 4.

В абсорбционной зоне аппарата 3 из газа извлекают дополнительное количество углеводородов за счет орошения предварительно охлажденным углеводородным конденсатом, полученным в трехфазном разделителе 6. В отпаривающей зоне (нижняя часть аппарата 3) в нестабильный конденсат противотоком подают газ дегазации из разделителя 6. При этом из нестабильного конденсата вследствие тепло- и массообмена при барботаже теплым газом дегазации выделяют часть легких компонентов (азот, метан, этан). Дегазированный углеводородный конденсат (насыщенный абсорбент), выходящий из аппарата 3, дросселируют на штуцере 9, нагревают в теплообменнике 8 потоком конденсата из трехфазного разделителя 6 и подают на установку стабилизации конденсата.

Эффективность

Эффективность предложенного способа подготовки природного газа к транспорту достигается за счет снижения энерго-