Исследование влияния технологических параметров на процессы низкотемпературной сепарации (стр. 3 из 9)

В качестве основного технологического аппарата по представленной схеме предлагается использовать теплогенератор, совмещенный с фазным разделителем. Теплогенератор прошел стендовые испытания для нагрева сред: воды, водных растворов гликолей. Схема испытательного стенда включает насос, соединенный с теплогенератором, снабженным разгонным и тормозным центробежным устройством, фильтр тонкой очистки (≥ 1 мкм), разделительную емкость.

При рециркуляции смеси за счет периодического разгона и торможения жидкости происходит ее нагрев с уменьшением вязкости и выделением газовой фазы, которая собирается по оси закрученного потока. При вращении жидкости происходит одновременно разделение эмульсии в центробежном поле на углеводородную и водную фазы. После разгона жидкости при ударном торможении происходит разрушение матриц (глобул) стойкой эмульсии с выделением растворимого газа.

С испарением при нагреве легких фракций (метанола) разность плотностей между жидкими углеводородами и водным раствором увеличивается (Ар > 150 кг/м^З ) , что позволяет разделить их обычным гравитационным способом. На стенде был осуществлен вариант фильтрации части жидкости через металлокерамический самоочищающийся фильтр для отделения и отвода механических примесей.

Рис. 1. Структура и матрица разделяемых стойких эмульсий:

1 - легкая жидкая фаза; 2 -промежуточная фаза; 3 - тяжелая жидкая фаза;

4 - углеводородная оболочка; 5 - газовая фаза; 6 - водная оболочка;

7 - механические примеси.

Рис. 2. Технологическая схема подготовки углеводородного газа.

3.2. Перспективные технологии глубокой промысловой переработки природного газа.

Глубокая промысловая переработка природного газа связана решением многообразных проблем стабилизации, сероочистки и осушки газа перед подачей в магистральный трубопровод. Далеко не последнюю роль при этом играют вопросы экологически безопасной утилизации сернистых соединений. Это целый комплекс технических вопросов, которые могут быть решены только применительно к конкретному составу сырья. В связно этим в 000 «Оренбурггазпром» были предприняты попытки исследовать возможность комплексной обработки газа с утилизацией серосодержащих соединений непосредственно на промысловых установках с использованием абсорбционных и каталитических методов.

Особенностью технологии промысловой очистки и переработки смешанного сырья малых газоконденсатных и нефтяных месторождений является необходимость одновременного и высокоэкономичного решения целого ряда технологических задач:

· разработки условий эффективной низкотемпературной сепарации газа;

· обеспечения глубокой сероочистки и эффективной осушки газового сырья;

· утилизации серосодержащих соединений и регенерации поглотителей;

· стабилизации конденсата и нефти.

При всем многообразии существующих подходов определяющими факторами являются глубина залегания продуктивных пластов, давление на устье скважины, а также концентрация сероводорода и меркаптанов в сырьевом потоке. Последний параметр позволяет классифицировать большинство потенциальных сырьевых источников как высоко - и среднесернистые.

Изучение свойств комбинированных абсорбентов, выбор состава абсорбента и исследования влияния термодинамических параметров на степень извлечения кислых компонентов проводились на лабораторной, а затем пилотной установках [1]. Целью такого рода исследований было создание эффективной и компактной технологии глубокой очистки газа.

Результаты экспериментальных исследований далее были взяты за основу для расчета абсорбера производительностью 500 т/ч для решения проблем как глубокой сероочистки, так и обезвоживания и демеркаптанизации с использованием маловодного комплексного абсорбента типа Укарсол, включающего в себя третичный амин МДЭА, метиловые эфиры ПЭГ и массовую долю воды с блока регенерации 5-8 %. Использование МДЭА в составе такого рода композиций связано с низкой вязкостью третичного амина и необходимостью глубокой хемосорбции сероводорода. Это тем более актуально для получения кислого газа заданного состава, если речь идет о переработке сырого газа с повышенным содержанием диоксида углерода. Напротив, метиловые эфиры ПЭГ находят весьма широкое применение в качестве физического поглотителя меркаптанов.

Комплексный абсорбент, эффективность которого подробно оценена ниже.

представлен двумя граничными составами (массовая доля, %):

1) 37% МДЭА + 57 % ДМПЭГ + 6 % Н₂О;

2) 64 % МДЭА + 28 % ДМПЭГ + 8 % Н₂О.

Оба варианта были использованы для глубокой очистки сырья, имеющего состав (объемная доля, %), вполне традиционный для газа нефтяных оторочек и малых газоконденсатных месторождений: СОз - 0,229; H2S - 0,841; С₁ - 91,902; С₂ - 2,213; С₃ ~ 0,598; С₄ - 0,068; N₂ -3,871; i-С₄ - 0,136; i-C₅ - 0,048; С5- 0,048; С₆ - 0,028; С₇ - 0,007; C₈ - 0,001; COS -0,0005; i-C₂H₅SH - 0,002; i-C₃H₇SH - 0,003; i-C₄H₉SH - 0,0002; CH₃SH - 0,004.

Также оценивались различия в переработке сырья на абсорбентах (1,2) как для низконапорного (р = 3 МПа), так и для высоконапорного (р = 6 МПа) газа.

Глубина очистки исходного газа от сероводорода при кратности орошения примерно 0,1 моль/моль (табл. 1) находится в пределах 75-95 %. Из полученных данных следует, что хемосорбция сероводорода третичным амином в высоковязких средах находится в диффузионной области и незначительно зависит от доли МДЭА в абсорбенте. Поэтому глубина очистки значительно увеличивается (на 20-30 %) благодаря повышению уровня физической растворимости при переходе с низконапорного газа на высоконапорный.

Повышение эффективности массообмена может быть также достигнуто увеличением количества подаваемого абсорбента. Именно это подтвердила оптимизация модели абсорбера на очистку сырого газа от сероводорода до уровня европейских стандартов (менее 7 мг/м^З ) , которая требует организации в аппарате кратности орошения более 0,5 моль/моль.

Глубина очистки исходного газа от меркаптанов при кратности орошения около 0,1 моль/моль составила в большинстве случаев (табл. 2) более 90 %, что свидетельствует о хорошей растворимости тиолов в метиловых эфирах МЭГ. При этом по содержанию меркаптанов удалось выйти на уровень европейских стандартов (менее 16 мг/м³) как для высоко-, так и для низконапорного газа.

Глубина очистки исходного газа от диоксида углерода при кратности орошения примерно 0,1 моль/моль приведена в табл. 3. При использовании третичного амина полученные данные иллюстрируют только зависимость глубины очистки от интенсивности физического растворения СО₂ в абсорбенте при различных давлениях.

В табл. 4 приведены данные о растворимости углеводородов в насыщенном абсорбенте. Для рассмотренных составов она довольно велика (от 0,4 до 0,03 %) и почти линейно зависит как от доли метиловых эфиров ПЭГ, так и от давления. Примерно 90-95 % поглощенного газа приходится на метан, что соответствует его доле в составе сырого газа и предполагает решение технических проблем дегазации насыщенного абсорбента в экспанзерной емкости.

Дополнительный и серьезный недостаток эфиров ПЭГ в качестве компонентов маловодных комплексных абсорбентов - их значительные потери с очищенным газом. Так, для диметиловых эфиров этилен- и диэтиленгликоля объемная доля этих компонентов в потоке очищенного газа составляет от 0,25 до 0,4 %. Указанный показатель зависит прямо пропорционально от доли эфиров в абсорбенте и обратно пропорционально от давления в аппарате. Поэтому разработчики технологии Укарсол вынуждены были перейти на более тяжелые и одновременно более вязкие диметиловые эфиры три-, тетра- и пентаэтиленгликоля.

Подобных недостатков лишены композиции, в которых эфиры ПЭГ частично или полностью заменены спиртосодержащими составами на основе этиленгликоля или метанола. Данные об испытании таких составов на пилотных стендах и моделировании абсорбера для очистки газа с их использованием свидетельствуют:

· растворимость углеводородов в насыщенном абсорбенте падает более чем на порядок, значительно облегчая их последующее отделение;

· унос компонентов абсорбента с очищенным газом понижается на 1,5-2,0 порядка за счет образования устойчивых ассоциативных связей гидроксильных и аминогрупп;

· резко увеличиваются водопоглощающие свойства спиртосодержащих абсорбентов в сравнении с диметиловыми эфирами ПЭГ.

Содержание воды в газе, очищенном составами 1, 2, приведено в табл. 5 с указанием соответствующей температуры точки росы по влаге. Для сравнения приведены аналогичные данные для изученного нами состава [1] с массовой долей воды 4 %.

Как видно из этой таблицы, содержание влаги в газе, прошедшем переработку абсорбентами 1, 2 на основе метиловых эфиров ПЭГ, довольно велико благодаря влагопоглотительным свойствам эфиров и поэтому требует дополнительной стадии осушки перед подачей в магистральные трубопроводы. Тогда как модифицированный поглотитель [1] может быть успешно использован для очистки и осушки газа с прямой подачей в магистральный трубопровод в летний период. Незначительная доосушка зимой позволит снизить влагосодержание газа с 0,0788 до 0,045 г/м³ и получить точку росы -15 ⁰С.