Содержание к диссертации
Введение
1 Термодинамика системы «природный газ - гликоли - вода - метанол» 8
1.1 Современное состояние практической термодинамики системы «природный газ - гликоли - вода - метанол» 8
1.2 Выбор термодинамических методов для описания и анализа фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол» 15
1.3 Система «метан - вода» 27
1.4 Система «метан - метанол» 31
1.5 Системы «метан - гликоль» 36
1.6 Системы «гликоль-вода» 37
1.6.1 Система «ЭГ-вода» 37
1.6.2 Система «ДЭГ-вода» 45
1.6.3 Система «ТЭГ - вода» 48
1.6.4 Анализ осушающей способности ЭГ, ДЭГ и ТЭГ 54
1.7 Системы «вода - метанол» и «гликоль - гликоль» 57
1.8 Системы «гликоль-метанол» 59
1.8.1 Экспериментальное исследование фазового равновесия в системах «ЭГ - метанол» и «ТЭГ - метанол» 60
1.8.2 Анализ данных по системам «гликоль - метанол» 64
1.9 Точка росы природного газа по водной фазе 71
1.9.1 Анализ процессов конденсации водных фаз в природном газе 71
1.9.2 Порядок расчёта ТТР газа из данных по влагосодержанию газа 84
1.9.3 Порядок расчёта влагосодержания газа из данных по ТТР газа 85
1.10 Точка росы газа над водными растворами гликолей 86
2 Практические аспекты применения гликолей в системах абсорбционной осушки газа 89
2.1 Анализ влияния технологических примесей на осушающую способность гликолей 90
2 Метод определения осушающей способности абсорбентов 92
3 Особенности фазового равновесия между газом и абсорбентом 98
Повышение эффективности гликолевой осушки природного газа 104
1 Осушка природного газа при пониженной температуре 105
2 Технология подготовки газа к транспорту для Харвутинскои площади Ямбургского ГКМ. Расчётно-аналитическое исследование 109
3 Расчётно-аналитическое исследование регенерации гликолей 120
4 Определение эффективности научно-технических решений 124
Основные выводы и результаты работы 127
Список использованной литературы
- Выбор термодинамических методов для описания и анализа фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол»
- Анализ осушающей способности ЭГ, ДЭГ и ТЭГ
- Анализ процессов конденсации водных фаз в природном газе
- Технология подготовки газа к транспорту для Харвутинскои площади Ямбургского ГКМ. Расчётно-аналитическое исследование
Введение к работе
Актуальность проблемы
На газовых месторождениях Севера, где добывается основная часть природного газа России, подготовку газа сеноманских залежей к магистральному транспорту преимущественно осуществляют методом абсорбционной осушки с использованием в качестве абсорбента ДЭГ или ТЭГ. Многие месторождения Севера находятся в стадии падающей добычи газа, и для их дальнейшей успешной эксплуатации необходимо решить ряд технологических задач. В настоящее время вводятся и планируются к вводу газовые промыслы, для которых условия осушки природного газа значительно отличаются от условий на разрабатываемых месторождениях. Для проектирования и эксплуатации установок гликолевой осушки газа необходимы систематизация, обобщение и уточнение данных по термодинамическим свойствам системы «природный газ - гликоли - вода - метанол».
Целью работы является повышение эффективности обустройства и эксплуатации газовых промыслов с гликолевой осушкой газа на основе использования уточнённой термодинамической модели фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол» и экспериментального исследования свойств рабочих абсорбентов на установках подготовки газа к транспорту.
Задачи исследования
Термодинамический анализ, согласование и обобщение данных по фазовому равновесию в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол».
Проведение экспериментальных исследований для получения недостающих термодинамических данных.
Разработка метода определения осушающей способности различных абсорбентов, в том числе и рабочих растворов гликолей, содержащих технологические примеси.
Анализ равновесной конденсации водных фаз из газа при наличии в газе технологических примесей и уточнение потенциальной глубины осушки газа гликолями.
Использование уточнённых термодинамических моделей и корреляций для интенсификации процессов гликолевой осушки применительно к новым газовых промыслам в районах Крайнего Севера.
Научная новизна
Впервые получены экспериментальные данные по фазовому равновесию (давление насыщенного пара над раствором) в смесях «ЭГ - метанол» и «ТЭГ - метанол» при температуре 0 и 25 С.
На основе анализа и обобщения экспериментальных и аналитических данных разработана термодинамически согласованная модель для описания фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол», позволяющая с достаточной для практических целей точностью проводить технологические расчёты процессов абсорбционной осушки природного газа.
Предложен экспериментальный метод определения осушающей способности абсорбентов и с его использованием выполнено прямое сравнение осушающей способности гликолей - ЭГ, ДЭГ и ТЭГ, а также исследованы осушающие свойства рабочих растворов гликолей с установок промысловой подготовки газа.
Защищаемые положения
Термодинамическая модель фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол» для расчёта процессов гликолевой осушки природного газа.
Экспериментальный метод определения осушающей способности абсорбентов, в том числе рабочих гликолей промысловых установок подготовки газа.
Подтверждённая экспериментально характеристика осушающей способности гликолей (ЭГ, ДЭГ, ТЭГ), полученная с использованием разработанной модели.
Обоснование преимуществ абсорбционной технологии подготовки природного газа по схеме «осушка -> сжатие -> охлаждение» в течение всего периода эксплуатации для газовых месторождений Крайнего Севера.
Практическая ценность
Разработанная модель фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол» повышает точность инженерных расчётов процессов гликолевой осушки газа и регенерации гликолей и метанола.
Разработанный экспериментальный метод определения осушающей способности абсорбента метрологически аттестован и позволяет оперативно контролировать качество рабочего гликоля как осушителя газа. С помощью метода установлено, что на действующих промысловых установках подготовки газа фактическое изменение физико-химических свойств рабочих гликолей и повышение в них содержания
разнообразных примесей в большинстве случаев не приводят к ухудшению осушающих свойств гликолей в процессе эксплуатации и не являются причиной недостаточной глубины осушки газа.
Даны рекомендации по технологическим параметрам установок гликолевои осушки газа по схеме «осушка -> сжатие -> охлаждение» в течение всего периода эксплуатации газового промысла для реализации их технико-экономических преимуществ в процессе обустройства и эксплуатации промысла по сравнению с другими вариантами. Предложенные научно-технические решения по гликолевои осушке газа в проекте обустройства Харвутинской площади Ямбургского месторождения обеспечивают значительный экономический эффект.
Выбор термодинамических методов для описания и анализа фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол»
Известен ряд термодинамических методов, применимых для описания фазового равновесия в системах типа «природный газ - гликоли - вода - метанол» в широком диапазоне давления и температуры. Для корректной практической реализации термодинамических методов во всех случаях необходима настройка параметров используемых моделей по корректным экспериментальным данным, прошедшим предварительную обработку и комплексную проверку на термодинамическую согласованность. Наилучшим образом для параметризации термодинамических моделей подходят данные по бинарным системам. Данные по многокомпонентным системам, как показывает анализ и опыт их применения, следует использовать с осторожностью либо для определения одного из бинарных параметров при условии, что все остальные бинарные параметры известны уже с высокой точностью, либо для проверки согласованности их с другими данными по бинарным системам. Показательным является использование данных по точке росы газа над растворами гликолей, которых известно очень много и которые значительно различаются между собой. Например, использование таких данных привело к широко распространённому некорректному представлению о соотношении осушающей способности гликолей (о том, что ТЭГ «лучше» по осушающей способности, чем ДЭГ).
Термодинамические методы, используемые в этой работе для описания фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол», мы разделили на две группы.
Первая группа содержит методы для использования их комбинированного использования при обработке экспериментальных данных и их проверке на термодинамическую согласованность, при этом эти методы могут иметь ограниченное применение по давлению и температуре. К их числу относятся методы коэффициентов активности для расчёта фугитивности (летучести) компонентов в жидкой фазе, константы Генри для расчёта растворимости газов в жидкостях, усечённые вириальные уравнения для расчёта фугитивности компонентов в газовой фазе.
Вторая группа - это уравнения состояния многокомпонентных смесей, применимые в широком диапазоне давления и температуры и пригодные в качестве универсального термодинамического метода для расчёта фазового равновесия в процессах гликолевой осушки газа, регенерации гликолей и метанола, предупреждения гидратообразования метанолом и гликолями, процессов конденсации в газе. К на 16 стоящему времени для описания систем типа «природный газ - гликоли - вода - метанол» опубликованы сотни оригинальных уравнений состояния и модификаций известных уравнений. Анализ положения дел в вопросах уравнений состояния, основанных на моделях молекулярной ассоциации, был сделан в работе [Muller, Gubbins, 2001].
В области низкого давления (до давления 1,0-4,0 МПа в зависимости от состава смеси) при анализе и генерации данных по фазовому равновесию в бинарных смесях нами было применено: в газовой фазе - усечённое вириальное уравнение с вторым вириальным коэффициентом для описания фугитивности компонентов, в жидкой фазе - уравнения NRTL для коэффициентов активности компонентов раствора (уравнения Ренона), для расчёта растворимости газов в жидкостях - закон Генри в его термодинамической формулировке и данные по коэффициентам Генри.
Вторые вириальные коэффициенты усечённого вириального уравнения рассчитываются по методу Хайдена-О Коннела [Hayden, O Connell, 1975], который в настоящее время представляется достаточно надежным при отсутствии прямых экспериментальных данных. В частности, этот метод рекомендуется термодинамической школой Петербургского государственного университета, он подробно описан в книге [«Термодинамика равновесия жидкость-пар», 1989]. Этот метод расчёта хотя и был разработан относительно давно, но до сих пор очень широко применяется для описания паровой фазы систем при низком давлении (в различных случаях до 2-5 МПа) из-за достоверности результатов качественных обобщённых корреляций вторых ви-риальных коэффициентов на основе модели межмолекулярного взаимодействия. После разработки этого метода были опубликованы другие работы по обобщённым корреляциям вторых вириальных коэффициентов с достижением более высокой точности их описания для некоторых типов смесей веществ различных классов. Однако для смесей, состоящих из метана, гликолей, воды и метанола, не получено существенного повышения точности.
Уравнение NRTL широко используется в термодинамической литературе, т.к. на практике установлено, что оно хорошо подходит для описания многих типов смесей из взаимо- и частично растворимых веществ и, что представляется особо важным, позволяет достаточно корректно моделировать многокомпонентные смеси на основе только данных по бинарным смесям. Для бинарной смеси уравнение NRTL записывается в следующем виде (обозначения бинарных параметров С - 12» 21 в
Также для сравнительных расчётов коэффициентов активности в жидких многокомпонентных растворов нами использована в ряде случаев модель групповых вкладов UNIFAC в одной из современных модификаций с улучшенным описанием температурной зависимости и скорректированными бинарными параметрами [Hansen, Rasmussen et al., 1991]. Здесь особо подчеркнем, что ранние версии групповых моделей типа UNIFAC плохо описывали именно температурные зависимости коэффициентов активности компонентов раствора. Модель UNIFAC является прогностической, и её обычно используют для оценки недостающих данных при отсутствии прямого эксперимента. В отечественной литературе модель UNIFAC подробно изложена в работе [Морачевский, Пиотровская, 1991].
Сложные уравнения состояния многокомпонентных смесей могут иметь более высокую точность и гибкость по сравнению с упрощёнными модификациями. Но упрощенные модификации при корректной настройке параметров модели также могут обеспечить удовлетворительную точность, причем они в большей степени подходят для применения в технологических расчётах. На основе результатов расчётов с использованием надежно-параметризованных сложных уравнений можно проводить генерацию новых данных («псевдоэкспериментальных данных») для настройки более простых методов, имеющих более практичную форму, а также составлять обобщённые термодинамические корреляции.
Например, во ВНИИГАЗе ранее проводилась модификация исходного уравнения состояния Редлиха-Квонга, предназначенная для существенного уточнения расчета фугитивности компонентов газовой смеси (по сравнению с традиционно используемыми в газовой промышленности кубическими уравнениями состояния типа Пен-га-Робинсона) в области умеренного давления [Истомин, Квон, 1995].
Анализ осушающей способности ЭГ, ДЭГ и ТЭГ
Экспериментальное подтверждение разработанной модели по равновесным свойствам водных растворов гликолеи получено при исследовании осушающей способности гликолеи и приведено в работе [Елистратов М.В., 2001]. Сущность использованного метода экспериментального сравнения осушающей способности водорастворимых и малолетучих по сравнению с водой веществ, в т.ч. гликолеи, состоит в следующем: пробы водных растворов исследуемых веществ или смесей приводятся к равновесию по фугитивности воды посредством общей для всех проб газовой фазы, при этом жидкие пробы и газовая фаза-посредник находятся в одной термодинамической системе при одинаковых давлении и температуре, и после установления равновесия по воде определяется концентрация воды в равновесных жидких пробах. (Подробно метод описан в разделе 2.2.)
В работе [Елистратов М.В., 2001] приведены два состояния равновесия при температуре 22 С. Для них по конечной равновесной концентрации воды в растворах вычислены (с применением параметров из табл. 1.6.7) значения активности воды (табл. 1.6.8), которая при условии равновесия должна быть одинаковой для всех проб. (Активность компонента в жидкой фазе определяется как произведение молярной доли и коэффициент активности компонента.)
Как видно, с учётом погрешности определения равновесной концентрации воды можно говорить о хорошей согласованности разработанной модели и экспериментальных данных - среднее относительное различие расчётной активности для конечных проб составляет менее 5 %.
Сначала разработанная модель фазового равновесия в системах «гликоль -вода», а потом и прямой эксперимент позволили сделать следующий чёткий вывод о взаимном соотношении равновесной гигроскопичности чистых гликолей: при одинаковом массовом содержании воды в растворе и одинаковых давлении и температуре в системе наименьшее содержание воды в газе будет над раствором ЭГ, наибольшее - над раствором ТЭГ Соответственно, при одинаковой влажности газа над раствором гликоля наименьшая концентрация воды будет в растворе ТЭГ, наибольшая - в растворе ЭГ. Это проиллюстрировано на рис. 1.6.7 на примере зависимости расчётной активности воды в растворах чистых гликолей.
Это положение противоречит распространённому мнению, в соответствии с которым при содержании воды в растворе менее 1,5 % мае. наилучшей гигроскопичностью обладает ТЭГ (см., например, приведенный на рис. 1.6.8 график из [Жданова, Халиф, 1984]), а ЭГ и ДЭГ примерно равноценны. Такое мнение сложилось из-за повсеместного распространения устаревших зарубежных данных (см. раздел 1.1).
Такой же, как и в этой диссертационной работе, вывод о взаимном соотношении гигроскопичности ДЭГ и ТЭГ был ранее сделан в диссертационной работе [Кас-перович, 1980] на основе экспериментального исследования влагосодержания газа над водными растворами ДЭГ и ТЭГ. Однако в дальнейшем утверждаемое Касперо-вичем А.Г. положение о лучшей гигроскопичности ДЭГ по сравнению с ТЭГ осталось без широкого внимания и использовалось в основном в работах ТюменНИИГипрога-за [Методические указания..., 1988; Клюсов, Щипачёв, 2000; Клюсов, Щипачёв, 2002]. В дальнейшем это положение было заново получено при участии автора на основе анализа и согласования других экспериментальных данных, что полностью описано в разделах 1.6.2 и 1.6.3, и опубликовано в работе [Истомин, Елистратов, 2000]. По парожидкостному равновесию в системе «вода - метанол» опубликовано очень много экспериментальных и аналитических данных (более 60 работ). Основная часть данных более ранних работ приведена в сборниках данных по фазовому равновесию [Gmehling et al., 1981; Коган, 1966]. Имеются также данные об избыточной энтальпии смеси «вода - метанол» в температурном диапазоне 25-200 С. Однако следует отметить недостаточный объем информации по парожидкостному равновесию при температуре ниже 0 С.
В работах [Kojima et al., 1990; Christensen, 1998] был выполнен анализ и проверка на термодинамическую согласованность ряда экспериментальных данных по равновесию в системе «вода - метанол», что дало возможность использовать готовые данные для настройки параметров модели на основе уравнения SRK-SimSci.
В более ранних работах ВНИИГАЗа [Истомин и др. «Инструкция по расчету...», 1987; Истомин «Предупреждение и ликвидация...», 1990] были приведены корреляции для расчёта коэффициентов активности воды и метанола в системе «вода - метанол» при температуре от -30 до 50 С. В табл. 1.7.1 приведены коэффициенты распределения компонентов в системе «вода - метанол», рассчитанные по разработанной модели, с использованием указанных корреляций и для идеальной системы (для сравнения). Видно, что для разработанной модели и корреляций отличие не слишком значительное и заметно в основном в области температуре ниже 0 С, где для некоторого уточнения требуется дополнительное изучение этой системы.
В целом, с учётом особенностей технологических процессов точность разработанной модели по расчёту равновесия в системе «вода - метанол» оценивается как вполне достаточная для расчёта процессов, связанных с гликолевой осушкой газа.
Данные парожидкостному равновесию в системе «гликоль - гликоль» почти не встречаются в литературе. Отдельные отрывочные данные (например, для смеси «ЭГ - ДЭГ» в работе [Surovy et al., 1989]) позволяют оценить, что поведение бинарных смесей «ЭГ - ДЭГ», «ЭГ - ТЭГ», «ДЭГ - ТЭГ» не сильно отклоняется от идеального. Для параметризации модели были генерированы изотермические данные для этих смесей (давление насыщенного пара над раствором), при этом жидкая фаза была принята идеальной (коэффициенты активности компонентов равны 1 во всём диапазоне концентрации), а для газовой фазы применено усечённое вириальное уравнение с расчётом вторых вириальных коэффициентов по методу Хайдена-О Коннела.
Анализ процессов конденсации водных фаз в природном газе
Для выражения гигроскопичности гликолей в виде точки тросы газа проведём анализ процессов равновесной изобарической конденсации водных фаз из газа различного состава, используя разработанную модель фазового равновесия в системе «природный газ - гликоли - вода - метанол».
При этом необходимо определять температуру начала образования твёрдой фазы в жидкости (водных растворах гликоля и/или метанола). Воспользуемся упрощёнными, но достаточно точными зависимостями, описывающими степень понижения температуры начала образования твёрдой фазы в водных растворах основных антифризных и антигидратных реагентов.
Обобщённые зависимости понижения температуры образования гидрата в водных растворах гликолей и метанола имеют одинаковую форму и приведены: для гликолей в [Гриценко, Истомин и др., 1999], для метанола - в [Истомин «Предупреждение и ликвидация газовых гидратов...», 1990]. Температура (t, С) образования гидрата в водном растворе антигидратного реагента описывается зависимостью: гидр. р-р = гидр.+а "Кхв). где ч-Идр. - температура начала образования гидрата метана в конденсированной воде (жидкая вода, лёд) в системе «метан - вода» (области типов стабильной водной фазы приведены на рис. 1.3.1), trMflp. р.р - температура начала образования гидрата метана в жидкой фазе системы «метан - вода - гликоль - метанол», т.е. в водном растворе гликолей, метанола или их смесей; Хв - молярная доля воды в растворе (на дегазированной основе); а - определяемый эмпирически параметр, зависящий от антигидратного реагента. Значения и относятся к одному и тому же давлению. Линию, состоящую из точек tmflP., обычно по её физическому смыслу называют кривой трёхфазного равновесия («газ - вода - гидрат» и «газ - лёд - гидрат»). Значения параметра а приняты следующие: ЭГ 87; ДЭГ, ТЭГ 75; метанол 68.
В случае смешанного антигидратного реагента этот коэффициент будем определять как среднемолярныи. В случае двух антигидратных компонентов в системе (например, для смеси метанола и гликоля), молярная доля воды которых в растворе составляет Xi и х2 соответственно (на дегазированной основе), параметр ai.2 записывается как: ai.2 = (aix1+a2x2)/(x1+x2).
При анализе процессов при низком давлении, где стабильной твёрдой водной фазой является лёд, необходимы зависимости температуры замерзания раствора от состава. Данные по равновесию «жидкость - твёрдая фаза» (в системах при атмосферном давлении) в растворе «вода - метанол» взяты из работы [Ott et al., 1979], в растворе «ЭГ - вода» - из [Ott et al., 1972; Gjertsen et al., 2001], в растворах «ДЭГ -вода» и «ТЭГ - вода» - из [Дымент и др., 1976; Gjertsen et al., 2001]. Полученные на основе этих данных зависимости для взаимосвязи температуры образования льда и содержания гликоля в водных растворах гликолей приведены в табл. 1.9.1. Зависимости для температуры образования твёрдого гликоля и метанола из их водных растворов не приведены, т.к. такие процессы, как выяснилось в проводимом анализе, не характерны при конденсации водных фаз из газа, не содержащего значительное количество капельного гликоля, или равновесного с растворами гликолей с составом, характерным для процессов осушки природного газа, при температуре ниже 50 С.
Температура образования льда (tn, С) в растворе «вода (1) - метанол (2)» в зависимости от содержания метанола (Х2, % мае.) в диапазоне Х2 от 0 до 60 % мае. описывается зависимостью: = -0,56Х2-0,0096Х22. Рассмотрим случай отсутствия в газе гликолей. В этом случае в зависимости от давления в системе и содержания воды и метанола стабильная водная фаза в точке росы может являться как льдом или гидратом, так и жидким водным раствором метанола. Если содержание метанола меньше некоторого определённого, то стабильной фазой в точке начала конденсации будет твёрдая водная фаза, т.к. метанол не встраивается в лёд и гидрат.
Характер процессов конденсации в природном газе при отсутствии в газе гликолей показан на рис. 1.9.1. До определённого содержания метанола в газе ТТР газа не зависит от содержания метанола и является ТТР по твёрдой водной фазе, а общая линия ТТР газа по стабильной фазе состоит из двух участков - горизонтального «лёд» или «гидрат» (постоянная ТТР по льду или гидрату, определяемая влагосо-держанием и давлением газа) и наклонного «BMP» (переменная ТТР, определяемая дополнительно содержанием метанола в газе). Также штриховой линией отмечена ТТР газа по метастабильной жидкой фазе (метастабильный «переохлаждённый» BMP), которая ниже ТТР по стабильной жидкой фазе.
При этом удовлетворительно соблюдается внутреннее согласование модели по следующему признаку: состав первой капли росы для всех точек наклонной части графика ТТР по стабильной фазе соответствует «незамерзающему» раствору, т.е. концентрация метанола достаточна для того, чтобы в процессе медленного (равновесного) изобарического охлаждения газа при начальной конденсации росы в ней не образовывались лёд или гидрат. Кроме того, при быстром (неравновесном) охлаждении газа с составом, соответствующем горизонтальному участку ТТР, почти для всего этого участка при гипотетической конденсации росы, образующийся метастабильный жидкий раствор не содержит метанол в количестве, предотвращающем образование льда или гидрата в метастабильной сконденсированной жидкой фазе.
Количество метанола в газе, определяющее точку перехода с «твёрдого» участка на «жидкий», зависит от давления и содержания воды в газе. Для природного газа при давлении 3-8 МПа и влагосодержании газа, соответствующего ТТР по гидрату от -20 до 0 С, в большей части этой области молярное содержание метанола в газе, соответствующее переходной точке, составляет 130-225 ррт (или массовое содержание 170-300 мг/м3). Практические аспекты этого явления, связанные с расчётом количества метанола, подаваемого в газопровод для предотвращения гидратообра-зования некондиционного газа, рассмотрены в [Истомин, 2000].
Технология подготовки газа к транспорту для Харвутинскои площади Ямбургского ГКМ. Расчётно-аналитическое исследование
Поэтому научные исследования развивались в направлении поиска веществ, в смеси с которыми вязкость гликолей будет менее 100 сПз - например, ЭТ-1 (смесь ДЭГ с моноэтиловым эфиром ТЭГ) [Никоненко, Сулейманов и др., 1987; Касперович, Титусов, 1987] и смесей ДЭГ с у-бутиролактоном [Ярым-Агаев и др., 1984 (1)] и N-метилпирролидоном [Ярым-Агаев и др., 1984 (2)], и экспериментальных исследований осушки разбавленными растворами гликолей, имеющих вязкость менее 100 сПз [Бекиров, Ланчаков, 1999].
В работе [Винокур, Зиновьева, Кузьмина, 1981] изложены результаты экспериментальных исследований осушки газа высококонцентрированным абсорбентом при низкой температуре контакта. На исследовательской установке была достигнута ТТР осушенного газа -48 С при температуре осушки 2-4 С и концентрации воды в ДЭГ 0,2 % мае. При этом вязкость ДЭГ составляла более 100 сПз. Тем не менее, полученная ТТР газа по воде корреспондируются, по заключению авторов, с известными равновесными данными.
К настоящему времени на газовых промыслах накоплен определенный опыт осушки газа при пониженной температуре.
Осушка газа при пониженной температуре в начальный период эксплуатации ведётся на Заполярном НГКМ. На УКПГ-1С температура осушки составляет 1,2-4,0 С. Проведенные испытания модернизированных абсорберов с насадкой фирмы «Sulzer Chemtech» показали, что ТТР осушенного газа соответствует требованию ОСТ 51.40-93 для зимнего периода эксплуатации (-20 С). Система регенерации ДЭГ работает при атмосферном давлении, концентрация воды в РДЭГ 2,9-3,5 % мае. Унос капельного гликоля с газом по всем модернизированным абсорберам на различных нагрузках по газу в пределах нормы.
На УКПГ-2С Заполярном НГКМ в массообменной секции абсорберов установлена пластинчатая насадка ЦКБН, в фильтрующей секции - тарелка фильтр-патронов. Производительность УКПГ-2С по газу при исследованиях составляла 3890-3950 тыс. м3/час. Обследование абсорберов проведено при расходе газа 438-460 тыс. м3/час. Подача гликоля в каждый абсорбер составляла 0,97-1,22 м3/час. Система регенерации ДЭГ работает при атмосферном давлении, получаемая концентрация воды в РДЭГ около 4 % мае. При температуре осушки 1,0-2,5 С снижение ТТР составило 22,1-25,7 С. Гидравлические характеристики абсорберов (перепад давления по абсорберу общий и по массообменной секции) соответствует требованиям для данных аппаратов, унос жидкости с осушенным газом из абсорберов находится в нормативных пределах и составляет незначительную .
Таким образом, при низкой температуре контакта и концентрации воды в РДЭГ менее 2-5 % мае. достигается необходимая степень осушки газа.
Имеется опыт осушки газа при низкой температуре с применением гликолей с низкой концентрацией воды. Практические эксперименты осушки газа при температуре от 0 до -2 С проводились на УКПГ-5 и УКПГ-10 Уренгойского НГКМ. Оценка результатов испытаний на УКПГ-10 дана в работах [Никоненко, Сулейманов и др., 1987; Сулейманов, 1993]. При концентрации воды в РДЭГ 4-5 % мае. и температуре осушки -2 С достигнута ТТР осушенного газа от -21 до -24 С. Отмечается, что при низкой температуре осушки отработанный ДЭГ более вязок, содержит больше растворённого газа и медленно дегазируется. Это обуславливает увеличение диаметра труб на линии сброса ДЭГ и необходимость подогрева НДЭГ перед дегазатором.
Осушка газа ДЭГ при температуре 3-5 С осуществлялась на УКПГ-3 Уренгойского месторождения в 1998-1999 г. При концентрации воды в РДЭГ 0,7 % мае. получена ТТР газа ниже -25 С при длительной устойчивой работе установки и потере гликоля в виде уноса из абсорберов в пределах норматива.
На УКПГ-4 Ямбургского ГКМ на технологической нитке №1 в течение 2004 г. проводилась осушка газа при температуре от -3 до -9 С и давлении 4,5-5 МПа. (Газ подавался от кустов Анерьяхинской площади, расположенных на удалении около 30 км от УКПГ-4.) Для осушки газа подавали РДЭГ с концентрацией воды 1,2-1,5% мае. По данным ООО «Ямбурггаздобыча», ТТР газа составляла -25 С и ниже. Технологических осложнений при осушке газа не было отмечено.
В проекте реконструкции месторождения Медвежье предполагается вывод из работы всех ДКС и работа установок осушки при давлении и температуре газа, поступающего от скважин на ГП [Клюсов, Щипачёв, 2001]. В сентябре 2002 г. на ГП-7 месторождения Медвежье, где эксплуатируются абсорберы с колпачковыми тарелками, при участии ООО «ВНИИГАЗ» выполнены испытания технологической нитки очистки и осушки газа №4 (первичный сепаратор ГПР-433 и абсорбер ГПР-178) с целью проверки её работы при пониженных температуре и давлении газа. В процессе испытаний давление газа в абсорбере составляло от 0,57-2,0 МПа, температура 2,8-9,8 С, а подача РДЭГ 20-40 кг/1000 м3. По результатам испытаний эффективность массообменной секции абсорбера определена как 1,6-1,8 теоретических тарелок. То есть КПД одной тарелки при низкой температуре приблизительно равен 0,15, что соотносится с КПД при более высокой температуре.
Имеется опыт долговременной (в течение нескольких месяцев или лет) осушки газа в насадочных абсорберах с использованием ТЭГ при температуре 5-7 С (ГП «Западно-Таркосалинский», «Восточно-Таркосалинский», «Вынгаяхинский»). При концентрации воды в РТЭГ 0,8-1,5 % мае. процесс протекает устойчиво и без осложнений, при этом осуществляется глубокая осушка газа. Вязкость такого водного раствора ТЭГ при температуре 5-7 С примерно равна вязкости водного раствора ДЭГ при температуре от 0-2 С (см. соотношение для чистых гликолей на рис. 3.1.1).
