Проблемы повышения качества осушки газа, страница 43

Подача регенерированного ДЭГа упрощает модернизацию схемы УКПГ и увеличивает глубину осушки по сравнению с орга­низацией подачи части насыщенного ДЭГа на первую ступень осушки. Подача РДЭГа 9 м³/ч на первую ступень и 27 м³/ч. на вто­рую ступень осушки позволит работу одной колонны регенерации ДЭГа.

Предварительная осушка увеличивает число ступеней кон­такта без иолной модернизации абсорберов (при этом первая ступень всегда работает при температуре не выше 12 °С), обеспечивает зимой

107

надежную работу ДКС и охлаждение газа в АВО, осушку зимой на температурном уровне 8... 15 °С со значительным снижением потерь метанола (или их полным отсутствием в случае безгидратных ус­ловий работы шлейфов).

Двухступенчатая осушка даст повышение надежности про­цесса добычи вследствие возможности большей подачи метанола в шлейфы и требуемые ТТР в течение всего года до конца периода эксплуатации промысла. Испытать эту технологию сначала предлага­ется на УКПГ-4, где в ближайшие годы ожидаются потери метанола до 150 г/1000 м³ газа и осложнения в работе системы сбора газа.

© А.В. Кононов, А.А. Сорокин

ПРИМЕНЕНИЕ ТРИЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ НА ПРОМЫСЛАХ ООО "НОЯБРЬСКГАЗДОБЬША"

Кононов А.В., Сорокин АЛ. (ООО "Ноябрьскгаздобыча")

В настоящее время в газовой промышленности в качестве аб­сорбентов на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) широко используются гликоли. Этим реагентам и их высококон-центрироварнным водным растворам присущи высокая поглоти­тельная способность, хорошая регенерируемость, низкие давления насыщения паров, незначительные потери с осушаемым газом. До середины 90-х годов в качестве абсорбента использовался диэти-ленгликоль (ДЭГ). В настоящее время для осушки газа все чаще применяется триэтиленгликоль (ТЭГ), имеющий ряд преимуществ: меньшие потери с газом за счёт большей плотности и вязкости, меньшие потери от термического разложения, лучшая регенери­руемость, регенерация раствора без применения вакуума. В России налажено производство ТЭГа для газовой промышленности необ­ходимого качества и в достаточном количестве.

В 1996 г. был запущен в эксплуатацию Западно-Тарко-салинский ГП. Для удаления влаги и мехпримесеи из природного газа на УКПГ предусмотрено оборудование по сепарации газового потока от капельной жидкости и механических примесей (сепаратор), по осушке газа от водяных паров (абсорбер), по регенерации абсор-

108

бента (блок огневой регенерации с теплообменниками, разделите­лями, блоком фильтров).

Согласно проекта, осушка газа до требуемого качества осу­ществлялась ДЭГом. ЦКБН провело технико-экономический ана­лиз перевода УКЦГ на осушку ТЭГом, выполнило проверочные расчеты оборудования, спроектированного на осушку ДЭГом, под­твердило принципиальную возможность его использования на ТЭГе.

Были даны рекомендации, на основании которых был произ­веден перевод на ТЭГ установки осушки газа Западно-Таркосалин-ского ГП. При переводе на ТЭГ для снижения температуры РТЭГа потребовалась переобвязка существующих четырех теплообменни­ков с паралельной схемы работы (2x2) на последовательную (1x4).

Проведенные промышленные испытания и эксплуатация в течение трех лет основного технологического оборудования уста­новки осушки газа и регенерации ТЭГа на Западно-Таркосалинском ГП показали высокую эффективность принятых схемных и конст­руктивных решений. Параметры работы Ргаза - 7,9-8,2 МПа; trasa⁼ 14-15 °С; в работе 5 ниток, производительность по газу от 7,6 до 10 млн.м³/ сут; гртэ_Г= 22-25 °С; t_HCn=179-184 °С; концентрация НТЭГ - 96-97 %, РТЭГ 98-99 %; температура точки росы -20 °С зимой, -15 °С летом, что полностью удовлетворяет требованиям ОСТ 51.40-93; расход гликоля на технологическую линию составляет 1,7 м /ч, что составляет 4,5-6 кг/1000 м .