Принципиальная схема низкотемпературной сепарации газа

Низкотемпературная сепарация

Сущность процесса низкотемпературной сепарации (НТС) состоит в однократной конденсации углеводородов при понижении температуры газа до -25 – -30°С за счет его дросселирования. Вместо дросселирования через клапан может быть использовано расширение газа в турбодетандере, что позволяет более эффективно использовать перепад давления газа. Принципиальная схема НТС показана на рис. 3.4.1.

Газ I под большим (8 – 12 МПа) давлением поступает в сепаратор 1-й ступени, где от него отделяется тяжелый газовый конденсат. Затем газ через рекуперативные теплообменники 8, охлаждаемые газом и конденсатом 2-й ступени сепарации, поступает в дроссельное устройство 4. В дросселе давление газа снижается на 4 – 5 МПа, за счет чего его температура резко падает и высококипящие углеводороды конденсируются. Выпадающий конденсат отделяют в сепараторе 2-й ступени, а газ, очищенный от тяжелых углеводородов II, направляют потребителю.

Рис. 3.4.1. Принципиальная схема процесса низкотемпературной сепарации (НТС):

1, 2 – сепараторы 1-й и 2-й ступеней; 3 – сепараторы сырого конденсата; 4 – дроссельные клапаны (детандеры); 5 – холодильная машина; 6 – блок стабилизации конденсата; 7 – блок регенерации ингибитора гидратообразования; 8 – теплообменники; I и II – исходный и отсепарированный газ; III – газовый бензин; IV – конденсат сырого газа; V – раствор ингибитора.

Таким образом, только при температуре –40°С достигается почти полная конденсация бутанов и пентанов. Этан и пропан при этом конденсируются лишь на 50 и 79%.

В связи с тем, что процесс НТС протекает при низких темпе­ратурах, в поток газа вводят ингибитор гидратообразования, что позволяет предотвратить образование гидратов. В качестве ин­гибитора используют метанол или гликоли, которые связывают влагу из газа и после регенерации (дегидратации) в блоке 6 возвращаются в процесс.

Важнейший параметр НТС – исходное давление газа из скважины. Вначале это давление высоко за счет повышенного пластового давления, но с течением времени пластовое давление снижается (и одновременно снижается содержание в газе тяже­лых углеводородов) и потенциал природной энергии для реализации процесса НТС существенно падает. В этом случае перед сепаратором первой ступени устанавливают дожимной компрессор, повышающий давление газа, или же в точке дросселирования газа помещают холодильную машину 5.

Извлечение углеводородов из газа процессом НТС в значительной мере определяется составом исходного газа. Следовательно, что для поддержания нужного уровня извлечения жидких углеводородов из все более облегчающегося по составу газа нужно понижать температуру сепарации, что сделать крайне трудно из-за одновременного снижения пластового давления. В этом заключается один из крупных недостатков процесса НТС.

Дата добавления: 2016-12-16 ; просмотров: 4652 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник статьи: http://poznayka.org/s76208t1.html

Низкотемпературная сепарация газа

Газ, обладающий высоким пластовым давлением, подготавливают в установках низкотемпературной сепарации (НТС), при этом используется энергия самого газа.

Этот метод применяется на первой стадии разработки месторождений природного газа, когда пластовые давления достаточно высокие. Методы низкотемпературной сепарации приемлемы также для подготовки нефтяного газа высокого давления. При разработке нефтяных месторождений с газовым фактором 1000 м 3 /т и более нередко осуществляют низкотемпературную сепарацию нефти и газа, получая при этом нефтяной газ, не требующий отбензинивания и осушки.

Наиболее широко метод низкотемпературной сепарации применяется для подготовки газа из газоконденсатных месторождений.

Метод низкотемпературной сепарации заключается в использовании свойства газа изменять свою температуру при резком снижении давления (дросселировании). Это свойство получило название дроссель-эффект, или эффект Джоуля–Томсона.

Величина изменения температуры газа при снижении его давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля–Томсона. Для идеального сухого газа этот коэффициент равен примерно 0,3 ºС. Однако реальные газы всегда содержат влагу и тяжелые углеводороды, которые при понижении переходят в жидкое состояние, выделяя скрытую теплоту конденсации. Поэтому в реальных условиях коэффициент Джоуля–Томсона составляет 0,15–0,25 ºС.

Проявление эффекта Джоуля–Томсона можно нередко наблюдать на газопроводах и оборудовании, которые покрываются белым налетом в виде инея или снега. Этот налет образуется из влаги окружающего воздуха, конденсирующейся на металлических поверхностях, охлажденных газом в результате снижения его давления на штуцерах, задвижках, при расширении в аппаратах, при изменении диаметром газопроводов и т. д.

Оптимальное начальное давление газа, при котором в реальных условиях в результате дроссель-эффекта может быть достигнуто охлаждением этого газа, необходимое для его качественной подготовки, обычно составляет 16-30 МПа.

Рис. 3.3. Технологическая схема подготовки газа методом низкотемпературной сепарации:

I – конденсат на подготовку; II – конденсат и ДЭГ на разделение и подготовку; III – газопровод подготовленного газа; 1 – газоконденсатная скважина; 2 – сепаратор;

3 — теплообменник; 4 – холодильная машина; 5 – дроссель;

6 – низкотемпературный сепаратор; 7 — конденсатосборник

Принцип работы установки НТС следующий (рис. 3.3). Газ из скважины 1 по газопроводу-шлейфу поступает в сепаратор 2, затем газ охлаждается в теплообменнике 3 и через штуцер 5, в котором его давление снижается до 7-8 МПа, подается в низкотемпературный сепаратор 6.

Перед тепло­обменниками 3 в поток газа для предотвра­щения гидратообразования насосом подается диэтиленгли­коль (ДЭГ) 90. 92%-ной концентрации в количестве 2. 2,5 кг на 1 тыс. м 3 газа.

В сепараторе 2 от газа отделяются влага и наиболее тяжелые углеводороды, сконденсировавшиеся в шлейфе, в сепараторе 6 выпадают углеводородный конденсат и вода с ингибитором. Конденсат из сепараторов 2 и 6 поступает в конденсатосборники 7.

Часть газа из низкотемпературного сепаратора 6 поступает напрямую в газопровод III, а другая часть – в теплообменник 3 для охлаждения неподготовленного газа и затем также в газопровод III. Количество газа, направляемого из сепаратора 6 в теплообменник 3, регулируются с учетом обеспечения оптимального режима низкотемпературной сепарации.

По истечении определенного времени разработки месторождения, когда давление газа снижается и становится недостаточным для необходимого охлаждения его за счет дроссель-эффекта, газ проходит через холодильную машину 4, вырабатывающую искусственный холод для дополнительного охлаждения газа.

Процесс подготовки конденсата, выделяющегося из газа на установках НТС, заключается в разделении его на воду (или водный раствор ДЭГ) и углеводородный конденсат. Углеводородный конденсат подают в газопровод или используют на собственные нужды, например в котельной. Раствор ДЭГ направляется на регенерацию.

Источник статьи: http://studopedia.ru/4_70542_nizkotemperaturnaya-separatsiya-gaza.html

Принципиальная схема низкотемпературной сепарации

Рассмотрим технологическую схему применяемую при разработке ачимовских отложений. Технологические схемы НТС с блоком эжекторов и рег. штуцерами, аналогичны по принципу действия, отличия составляют аппаратные оформления.

Сырой газ из ЗПА поступает во входной сепаратор С1, где отбивается основная часть капельной влаги, далее газ через АВО направляется в теплообменник Т3, где охлаждается встречным потоком газового конденсата отходящим с разделителя Р2. После т.о. Т3 газ направляется в т.о. Т1, где охлаждается встречным потоком сухого газа. Далее газ направляется в промежуточный сепаратор С2, где так же отбивается капельная влага. После сепаратора С2газ охлаждается в т.о. Т2 встречным потоком осушенного газа. В блок эжекторов газ поступает в качестве активного газа. В Блоке эжекторов происходит снижение давления и понижения температуры за счет эффекта Джоуля-Томсона. Благодаря особенности конструкции эжектора (по закону Бернули) происходит всасывание пассивного газа. В результате понижения температуры из газа сконденсировалась паровая влага в капельную. После Б.Э. газ с температурой – 25 0 С направляется в низкотемпературный сепаратор С3, который представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат соединенный с разделителем Р2 в качестве сообщающихся сосудов.

В низкотемпературном сепараторе происходит окончательное отделение от капельной влаги, которая образовалась в газе за счет снижения температуры. Благодаря низкой температуре происходит глубокое извлечение паров воды, газового конденсата и насыщенного метанола. Вся жидкость отсепарированная в сепараторе С3 стекает в разделитель Р2, а выделившийся газ в разделителе направляется в С3. После низкотемпературного сепаратора осушенный газ направляется в т. обменники Т2 и Т1, где подогревается встречным потоком сырого газа. После т.о. Т1 осушенный газ направляется через узел учета в межпромысловый коллектор (МПК). Для предотвращения гидратообразования предусмотрена подача метанола, которая производится перед АВО, Т3, Т2, БЭ. Кроме того в схеме предусмотрена рециркуляция метанола: Н.М. концентрацией примерно 70% отбивается в разделителе Р2 и отправляется в парк метанола, откуда насосом подается на отдувку в сепаратор С1в котором предусмотрены контактные устройства тарельчатого типа. Насыщенный метанол стекает по тарелкам и контактирует с газом насыщая его, вследствие чего уменьшается общий расход метанола по установке.

Теперь рассмотрим технологическую схему по жидкости. Тяжелый газовый конденсат отбивается в сепараторах С1 и С2, объединяясь одним потоком направляется в разделитель Р1. В разделителе происходит отделение от пластовой воды газового конденсата и частичная его разгазация. Газ с Р1подается в С3. Вода отделившаяся в разделителе Р1 отправляется на утилизацию. Легкий газовый конденсат с Р2 проходит т.о. Т3 где нагревается встречным потоком сырого газа, далее объединяется с потоком тяжелого конденсата идущим с разделителя Р1 и направляется в выветриватель В1. Выветриватель представляет из себя горизонтальный цилиндрический аппарат основная задача которого производить выветривание газового конденсата, газ образовавшийся в результате его работы объединяется с потоком газа идущим с буферных емкостей БЕ1,2 и поступает в качестве пассивного газа в блок эжекторов. После выветривателя В1 Г.К. отправляется в Б.Е1,2 которые служат для накопления и поддержания необходимых параметров для работы перекачивающих насосов, а так же для частичного выветривания Г.К. Насосами Г.К. подается в конденсатопровод и далее на ЗПКТ.

Источник статьи: http://helpiks.org/6-30520.html

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Схема низкотемпературной сепарации газа на УКПГ

Рис. 57. Схема низкотемпературной сепарации газа на УКПГ.

а—технологическая схема; б—размещение оборудования (план);

Т-1, Т-2— теплообменники; ИО —

Рис. 57. Схема низкотемпературной сепарации газа на УКПГ.

а—технологическая схема; б—размещение оборудования (план);

Т-1, Т-2— теплообменники; ИО —

источники охлаждения; Д — дроссель; С-2— сепаратор второй ступени низкотемпературный; Р-2 — разделитель жидкости;
УР — установка регенерации ДЭГа; Е— емкости; СР —

система распределения ДЭГа; КСК — колонна стабилизации конденсата; ПКК—приборы контроля за качеством; МНТС—модуль низкотемпературной сепарации; Э —

блок-боксы технологического и вспомогательного назначения и конденсат). Для предотвращения гидратообразования на входе в Т-1 в поток при помощи СР

впрыскивается насыщенный раствор ДЭГа.

Газожидкостная смесь дросселируется до 6—8 МПа. Темпера­тура потока должна снижаться от —20 до —30 °С. Если дроссели­рование не обеспечивает такой температуры, в схему вводят до­полнительные источники охлаждения (турбодетандеры, холодиль­ные машины).

Газожидкостная смесь после дросселя Д поступает в низко­температурный сепаратор С-2. Здесь от газа отделяется жидкость. Газ осушенный (холодный) проходит через теплообменник Т-1, нагревается до положительной температуры и направляется на головные сооружения ГС.

Жидкость из С-2 проходит теплообменник Т-2, нагревается теплым потоком конденсата, поступающим из разделителя Р-1 УППГ, и поступает в разделитель Р-2. Из Р-2

водный раствор ДЭГа идет на регенерацию в УР. Регенерированный ДЭГ накап­ливается в емкости Е и далее через СР направляется на вход в Т-1.

Нестабильный (сырой) конденсат направляется в колонку ста­билизации КС.

В КС получают стабильный конденсат. Газы, полу­чаемые при стабилизации, направляют через эжектор Э на вход в сепаратор С-2. На входе в С-2

в поток вводят газ дегазации кон­денсата, полученный на первой ступени сепарации на УППГ, и конденсат. Таким образом, все промежуточные продукты в схеме НТС утилизируются и не сбрасываются в атмосферу.

Каждая технологическая линия УКПГ с применением НТС представляет собой замкнутую систему, позволяет осуществлять полный технологический цикл и поэтому составляет модуль НТС— МНТС. На УКПГ размещают несколько модулей (от двух до 50) и устанавливают блоки разделителей, емкостей, насосные и т. д. (см. рис. 57).

Обслуживание УКПГ заключается в поддержании заданного режима сепарации, разделении жидкостей, регенерации ДЭГа и стабилизации конденсата. Необходимо своевременно предупреж­дать и устранять неполадки в работе оборудования. Обслуживае­мая операторами рабочая зона представляет собой совокупность рабочих мест, каждое из которых имеет свое производственно-технологическое назначение и оборудовано для выполнения соот­ветствующих операций.

К основным рабочим местам оператора относятся следующие.

Площадка технологических линий (модулей НТС).

Площадки блоков разделителей, емкостей, установок регенера­ции ДЭГа и стабилизации конденсата.

Блоки емкостей хранения ингибиторов (дренажный и арматур­ный).

Блок-боксы операторной, насосов, электрощитовой и др.

На каждом из рабочих мест размещены соответствующие тех­нологии оборудование, приборы и средства автоматизации (см. главы III, IV, VI). Рабочие места оснащены инструментом, приспо­соблениями и материалами: наборами слесарных и плотницких инструментов, гаечными и газовыми ключами, сальниковой набив­кой, прокладками, обтирочным материалом и т. д.

На рабочих местах оператор выполняет различные работы, ос­новные из которых пуск, остановка, переключение технологических линий и регулирование заданных технологических режимов. Пуск технологических линий начинают с проведения подготовительных работ. Проверяют начальное положение запорных устройств (за­движек, кранов) и состояние предохранительных устройств (кла­панов, мембран).

Отключают чувствительные приборы периодического действия (ПКК, расходомеры). Запорные устройства на линии входа газа и «газ и конденсат от УППГ» должны быть закрыты, а также отключена колонна стабилизации конденсата КС и установка реге­нерации ДЭГа.

Должна быть закрыта задвижка и на линии к ГС. Открывают запорные устройства на технологической линии по хо­ду газа. Открытой оставляют факельную задвижку. Пуск начина­ют с заполнения линии газом из промыслового коллектора, т. е. открытием задвижки на линии к ГС.

Затем одновременно закры­вают факельную задвижку и контролируют рост давления в тех­нологической линии и сепараторе С-2.

После стабилизации давления обходят линию и проверяют гер­метичность соединений и узлов и показания приборов. Обнаружен­ные неполадки устраняют.

После этого открывают задвижку на входе в УНТС и одновре­менно начинают впрыск ДЭГа в поток на входе в Т-1.

Регулиру­ют давление и температуру в сепараторе С-2 дросселем Д, подклю­чают линии к разделителю Р-2, колонне стабилизации КС и уста­новке регенерации ДЭГа УР. Вводят в действие подогреватели УР и КС. —

При пуске линии необходимо соблюдать некоторые основные правила: заполнять линию газом по участкам, вначале при давле­нии коллектора, а затем скважины; устанавливать режим сепара­ции, а затем вспомогательного оборудования; не допускать резкого роста давления, образования гидратов, выхода из строя приборов.

Остановка линии осуществляется перекрытием входа в УКПГ, затем выхода. После этого газ сбрасывается через факельную ли­нию и отключаются установки регенерации и стабилизации.

Режим сепарации регулируется дросселем Д, а также дроссе­лями на входе в УППГ и на устье скважины. При необходимости температуру сепарации регулируют дополнительными источника­ми охлаждения газа ИО.

Абсорбционная осушка природного газа

Применяется на газовых промыслах, в том числе при содер­жании в газе сероводорода и углекислого газа. В качестве абсор­бента используется ДЭГ высокой концентрации (до 99,9%).

Рис. 58. Схема УКПГ абсорбционной осушки природного газа. о — технологическая линия; б — план размещения оборудования; А —

абсорбер; Π — печь;

АВО — аппарат воздушного охлаждения; HP — насыщенный раствор ДЭГа; РР — регенери­рованный раствор ДЭГа; Др — дренаж; Д—

дроссель; Р— расходомер; ПКК — приборы для контроля за качеством подготовки газа; УР — установка регенерации ДЭГа; МА — модуль абсорбцонной установки осушки природного газа; Е — емкости; ББ — блок-боксы;

Температура в абсорбере должна поддерживаться в пределах от 15 до 20 °С. Нижний предел ограничен вязкостью раствора: при температуре ниже 10 °С вязкость сильно увеличивается и ДЭГ ста­новится малоподвижным. Верхний предел ограничен большими по­терями ДЭГа от испарения при температурах более 35 °С.

Газ из УППГ при 8—9 МПа и 15—20°С подается снизу в аб­сорбер А (рис. 58). После контакторов и фильтров, расположен­ных внутри аппарата (иногда фильтры устанавливают отдельно), газ подается на ГС.

На выходе из абсорберов подключают при­боры контроля за качеством ПКК (см. главу IV).

Для подачи газа в абсорбер с заданной температурой его мо­гут либо подогревать в печи П, либо охлаждать, например, при помощи аппаратов воздушного охлаждения АВО.

Насыщенный влагой ДЭГ направляется на установку регене-рации УР. Высокая концентрация ДЭГа достигается за счет си-стем атмосферной или вакуумной регенерации.

На УКПГ размещены модули абсорбционной осушки газа МА, блоки (П—подогрева теплоносителя, Е—емкости дренажа и хра­нения ДЭГа), блок-боксы (операторная, насосов, теплоносителей).

Пуск модуля начинается с установки задвижек в соответству­ющее положение. В положении «закрыто» должны находиться зад­вижки: на линии от УППГ, на линии насыщенного раствора HP и

дренажа Др, на факельной линии Ф. Отключаются приборы конт­роля за качеством газа ПКК. Перед пуском в положении «откры­то» должны находиться задвижки на линиях: входа в абсорбер А и входа и выхода в печь Л или в теплообменник АВО.

Сначала открывают задвижки на факельной линии и линии выхода из абсорбера. Газ из коллектора от ГС поступает в абсор­бер и вытесняет газовоздушную смесь или остаточный газ. Затем закрывают факельную задвижку и давление в абсорбере подни­мается до 6—8 МПа.

При этом давлении проверяют на отсутст­вие пропусков (герметичность) через фланцевые соединения, люк-лазы, сальниковые уплотнения и другие элементы арматуры. Убе­дившись в герметичности всей технологической линии, открывают задвижку на входе в модуль и поднимают давление до рабочего, которое может достигать 15 МПа.

При помощи дросселя Д устанавливают заданный расход газа через абсорбер.

После этого подключают к абсорберу установку регенерации ДЭГа УР и регулируют режим подачи 99%-ного раствора ДЭГа в верхнюю часть абсорбера. Периодически (автоматически или вручную) осуществляется сброс воды и примесей из абсорбера че­рез дренажную линию Др.

Технологическая линия останавливается следующим образом. Закрывают задвижки сначала на входе, затем на выходе из ли­нии. Сбрасывают газ через факельную линию. Отключают уста­новку регенерации и приборы ПКК.

Убедившись по манометрам в том, что давление в линии равно атмосферному, можно присту­пать к каким-либо ремонтным работам на линии.

Источник статьи: http://www.tehnik.top/2020/04/blog-post_3.html