Установка регенерации ДЭГа

  1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО  ОБЪЕКТА
    1. Структура предприятия

                 Место прохождения производственной практики УГПУ (Уренгойское Газопромысловое Управление).

            Для разработки и освоения уникального Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в структуре производственно-диспетчерской службы ПО «Уренгойгаздобыча» в 1980 году было организовано газопромысловое управление № 1 (ГПУ-1). Спустя три года, в 1983 году, в составе производственного объединения было создано газопромысловое управление № 2 (ГПУ-2). В 1987 году оба газопромысловых управления были объединены в одно — Уренгойское газопромысловое управление.

     В настоящее время коллектив Уренгойского газопромыслового управления насчитывает 3,6 тысячи человек. Это мощный кадровый потенциал, состоящий из инженеров, служащих, квалифицированных рабочих, способных выполнять весь комплекс задач, направленных на достижение основной цели — обеспечение бесперебойной добычи и подготовки к транспорту углеводородного сырья.

     За годы промышленной эксплуатации Большого Уренгоя полностью обустроено Уренгойское месторождение, введены в разработку Песцовая и Таб-Яхинская площади, Ен-Яхинское и Северо-Уренгойское месторождения. На сегодняшний день управление располагает огромным потенциалом производственных мощностей и развитой инфраструктурой, куда входят более 2 тысяч эксплуатационных скважин, 16 газовых и газоконденсатных промыслов, 21 установка комплексной подготовки газа (УКПГ), 16 дожимных компрессорных станций (ДКС), более 5 тысяч километров внутрипромысловых газосборных коллекторов и других трубопроводов.

     Стабильная  работа этого мощного газодобывающего  комплекса позволила за весь период его эксплуатации извлечь из земных недр более 6 трлн. куб. м. голубого топлива.

     Успешному выполнению планов по добыче газа и газового конденсата способствует ведение продуманной производственной политики, внедрение новой техники и передовых технологий, реализация программы модернизации и ремонта технологического оборудования промыслового хозяйства, а также выход на новые газоносные площади.

         1.2 Установка комплексной подготовки газа 

     Установка комплексной подготовки газа УКПГ-1АС входит в состав газоконденсатного  промысла ГКП №1А, куда входит дожимная компрессорная станция на двух ступенях ДКС-Iст. ДКС-IIст.,  и входит в состав действующих установок Уренгойского газоконденсатного месторождения.

     Проект  разработки месторождения выполнен институтом ВНИИГаз, г.Видное Московской обл., Генеральный проектировщик - институт ВНИПИгаздобыча, г.Саратов.

     На  УКПГ-1АС применена типовая схема  гликолевой осушки газа с использованием отечественного оборудования. Учитывая суровые природно-климатические  условия, существующие в районе Уренгойского месторождения, для обеспечения  нормальной работы и бесперебойной  подачи газа в систему магистральных  газопроводов, УКПГ-1АС запроектирована  автономной в обеспечении энергоресурсами: электроэнергией, паром, водой, сжатым воздухом. Наличие парков метанола, диэтиленгликоля и дизельного топлива  позволяет длительное время обходиться без подвоза этих реагентов.

     По  первоначальному проекту контроль, автоматическое регулирование и  управление установкой осуществлялось системой СЦКУ "Сигнал 3м" с использованием серийных приборов и средств автоматики.

     Для управления технологическим процессом  подготовки газа, регенерации диэтиленгликоля  и вспомогательными объектами установки  в автоматическом режиме институтом ВНИПИхимавтоматика, разработан проект АСУ ТП УКПГ, который реализован в виде управляющего вычислительного  комплекса (УВК) производства СПКБ "Промавтоматика", г.Краснодар с использованием микропроцессорной  техники.

        1.3 Характеристика сырья, продукции, материалов и реагентов. 

Таблица 1.1 - Средний фракционный состав пластового конденсата

       
Температура начала кипения,°С        208
       10% перегоняется при  °С         218
       20% перегоняется при  °С         220
       30% перегоняется при  °С         223
       40% перегоняется при  °С         225
       50% перегоняется при  °С        230
       60% перегоняется при  °С         234
       70% перегоняется при  °С         240
       80% перегоняется при  °С         247
       90% перегоняется при  °С         258
Температура конца кипения, °С        277
       Отгоняется всего        97 % масс.
       Остается при разгонке        1,8 % масс.
       Потеpи        1,2%
       Вязкость пpи 20°С, м2/сек        4,66х10-6
 

     Пластовая вода хлоpкальциевого типа, плотность-1,013 г/см3 вязкость изменяется от 0,7 до 0,8 спз. Вода содержит pаствоpенные углеводородные газы.

Таблица 1.2 – Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам ОСТ 51.40-03

       
№№  п/п Наименования  показателя Норма Методы

испытания

 Точка росы газа по влаге оС

не выше с 1.05 по 30.09

с 1.10 по 30.04

  
Минус 10 Минус 20		  
ГОСТ 20060-83
 

Продолжение таблицы 1.2

       
Точка росы газа по углеводородам оС, не выше

с 1.05 по 30.09

с 1.10 по 30.04

  
 
Минус 5 Минус 10		  
ГОСТ 20061-84
 Температура газа, оС Температура газа на выходе и в самом газопроводе  устанавливается проектом
 Масса сероводорода г/м3, не более 0,007 ГОСТ 22387.2-97
 Масса меркаптановой  серы в г/м3, не более 0,016 ГОСТ 22387.2-97
 Объемная доля кислорода, % не более 1,0 ГОСТ 23781-87
 Теплота сгорания низшая МДж/м3 при Т 20°С и 101,325 кПа, не менее 32,5 ГОСТ 22667-82
 Масса мехпримесей  и труднолетучих жидкостей Условия оговариваются в соглашениях  на поставку с ПХГ, ГПЗ и промыслов

Таблица 1.3 - Паспорт качества на газ горючий природный, поставляемый в газопровод ООО "Газпром трансгаз Югорск"

       
Наименование  показателей ГОСТ Значение показателя
Теплота сгорания низшая, МДж/м3 при 20°С и 101,325 КПа 22667 34,9
 
 

Продолжение таблицы 1.3

       
Объемная  доля кислорода, % 23781-87 0,004
Объемная  доля кислорода СО2, % 23781-87 0,152
Объемная  доля кислорода N2, % 23781-87 0,687
Содержание  фракции ∑С5+, г/м3 17310-02 0,713

Таблица 1.4 - Характеристика абсорбента, циркулирующего в системе регенерации

       
Наименование Единица измерения         Диапазон допускаемых  отклонений Примечание
Диэтиленгликоль

насыщенный

 % масс 96,3 ± 0,2  
Диэтиленгликоль pегенеpиpованный  % масс 99,3 ± 0,2 * В зависимости

от условий  осушки  и требований к глубокой осушке

 

Таблица 1.5 – ДЭГ вторичный водный раствор (ВДЭГ).

Наименование  показателя Норма Способ определения
Плотность при 20°С, г/см3 1,113-1,117 ГОСТ 18995.1-73,р.1
Массовая  доля воды, %,масс не более 20,0 ГОСТ 14870-77
Массовая  доля хлоридов, г/дм3 не более 10,0 Аргентометрический  метод
 

Продолжение таблицы 1.5

Массовая  доля кислот в пересчете на уксусную, % 0,05         
Массовая  доля мехпримесей,  мг/л 150,0 ГОСТ 6370-83
Число омыления, мг КОН на 1 г продукта 5-10 ГОСТ 10136-77 п.3.5
 

Таблица 1.6 – Диэтиленгликоль технические условия ГОСТ 10136-77

Технические требования Норма для марки  Б
Внешний вид Бесцветная  или желтоватая прозрачная жидкость
Применение ДЭГ марки Б  применяется для осушки природного газа
Формула        С4Н10О3
Молекулярная  масса        106,12
Плотность при 20 °С, г/см3        1,116-1,117
Цветность, единица Хазена, не более        20
Массовая  доля органических примесей,%, не более  
       1,8
Массовая  доля диэтиленгликоля, %,        98,0
Массовая  доля воды, %, не более        0,2
Массовая  доля кислот в пересчете на уксусную кислоту, %, не более  
       0,01
Число омыления , мг КОН на 1г продукта, не более        0,3
Температурные пределы перегонки при давлении 101,3 кПа (760 мм рт.ст.):         
начало  перегонки, °С, не ниже        241
конец перегонки, °С, не ниже        250

Продолжение таблицы 1.6

       Требования безопасности
       Температура вспышки  в открытом тигле, °С 124
       Температура самовоспламенеия, °С 343
       Температура нижнего  предела воспламенения, °С 112
       Температура верхнего предела воспламенения, °С 172
       Температура воспламенения, °С 132
       Предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе помещений, мг/м3 10
       Показатели пожаровзрывоопасности ГОСТ 12.1.044-89
       Класс опасности 3
       Температура кипения  при 760 мм рт.ст. 245 ºС
Темпеpатуpа  начала pазложения 164,5 ºС

       Таблица 1.7 – Метанол технический ГОСТ 2222-95

       №№ Наименование  показателя Норма для  марки        Метод
А Б
       ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
        Плотность при 20 8С, г/см3 0,791-0,792 По п. 6.4. ГОСТ2222-95
 Температурные пределы:          По ГОСТ 25742.1
       предел  кипения, 8С 64,0-65,5
 
 
 

Продолжение таблицы 1.7

        99% продукта перегоняется в пределах, 8С, не более 0,8 1,0         
 Массовая доля воды, %, не более 0,05 0,08        По  п.6.6. настоящего ГОСТа
        Массовая  доля свободных кислот в пересчете  на муравьиную кислоту, %, не более 0,0015 По ГОСТ 25742.2
        Массовая  доля нелетучего остатка после испарения, %, не более 0,001 0,002        По 6.8 настоящего ГОСТа
       ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
        Температура вспышки, °С        6
        Температура  воспламенения, °С        13
        Температура  самовоспламенения, °С        440
 Температурные пределы распространения пламени, °С  
 
       5

       39

       нижний
       верхний
        Концентрационные  пределы распространения пламени, %об.        6,98-35,5
        Класс опасности         3
        ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3        5/15
 

Продолжение таблицы 1.7

        Максимальная  разовая концентрация в атмосферном  воздухе населенных мест, мг/м3  
       1

       0,5

       среднесуточная
 
 

       Метанол бесцветная прозрачная жидкость без  нерастворимых примесей. Смешивается  с водой без следов помутнения и опалесценции. 

Таблица 1.8 – Газ горючий природный поставляемый в газопроводы ООО "Газпром трансгаз Югорск"

       
       Показатели         ГОСТ        Значение
       O2, %,об.        23781-87        0,004
       N2, %,об.        23781-87        0,687
       CO2, %,об.        23781-87        0,152
       CH4, %,об.        23781-87        94,724
       C2H6, %,об.        23781-87        2,823
       C3H8, %,об        23781-87        1,088
       iC4H10, %,об.        23781-87        0,224
       nC4H10, %,об        23781-87        0,210
       iC5H12, %,об        23781-87        0,043
       mC5H12, %,об        23781-87        0,027
       C6H14, %,об        23781-87        0,015
Плотность пикнометрическая при 20ºС, кг/м3        17310-2002        0,713
Плотность  расчетная        1,1843
 
 
 
       
  1. УСТАНОВКА РЕГЕНЕРАЦИИ ДЭГа
 

    2.1 Описание  технологической схемы установки  регенерации 

       Пропускная  способность одной установки  регенерации ДЭГа -16950 кг/час. В случае если объем циркулирующего насыщенного  гликоля будет превышать максимальную производительность колонны регенерации, в работу может быть подключен  резервный десорбер и испаритель. Ввиду идентичности установок описание работы приводится для одной из них.

       Насыщенный  раствор ДЭГ с концентрацией 95-97% масс. с полуглухих тарелок абсоpбеpов через клапан-pегулятоpы уровней  поступает в общий коллектор  ø 89 и через дроссельную шайбу  Ду 10 поступает в выветриватель  В-301, где освобождается от избытка  растворенного газа. Насыщенный гликоль  дегазируется при давлении 0,25 МПа, выделившийся газ сбрасывается на свечу через  клапан-регулятор давления. Для защиты аппарата от превышения давления на выветривателе  установлен ППК с Руст=0,35 МПа со сбросом газа на свечу. Предусмотрена  также сигнализация максимального  давления В-301 на  пульт УВК поз.PIS3.01.9.

       Для нормальной работы выветривателя и  системы регенерации в целом  клапаном-регулятором уровня в выветривателе  поддерживается определенный уровень  НДЭГ. Сигнализация максимального и  минимального уровня в В-301 поз. LIA3.04.4. выведена на пульт УВК. Раствор насыщенного гликоля с температурой 5-15ºС и давлением 0,25 МПа, пройдя один из фильтров Ф-301 (тонкой очистки) через клапан-регулятор уровня, поступает в трубное пространство теплообменников Т-302, где нагревается встречным потоком регенерированного ДЭГ до температуры 120-130ºС. Температура потоков гликоля после теплообменников контролируется ртутным термометром и термометром сопротивления с выводом на пульт УВК.

       Расход  ДЭГ контролируется датчиком перепада давления YOКOGAWA c выводом на пульт. После Т-302 раствор НДЭГ с температурой 120-130ºС  подается на 10,12,14 тарелки десорбера Д-301 на регенерацию. Десоpбеp имеет 18 колпачковых массообменных тарелок и одну полуглухую тарелку, разделяющую кубовую часть колонны от выпарной. Раствор НДЭГ, перетекая сверху вниз с тарелки на тарелку, контактирует с восходящим паровым  потоком, идущим от испарителя И-301, за счет чего происходит выпар влаги, поглощенной pаствоpом ДЭГ  из газа.

       Параметры работы десорбера:

       - рабочее давление десорбера  0,02 атм;

       - темпеpатуpа низа     140 ºС;

       - темпеpатуpа веpха    65-75 ºС.

       Регенерированный  раствор ДЭГ скапливается на полуглухой тарелке десорбера и с температурой 140 ºС самотеком поступает в испаритель И-301, где нагревается до температуры  153-164ºС водяным  паром, поступающим  из котельной через клапан-регулятор  температуры исполнения “НЗ” в  трубный пучок испарителя.

       Пары  воды, ДЭГ, газов из испарителя И-301 с  температурой 153-164 ºС поступают под глухую тарелку десорбера Д-301 для создания в колонне восходящего парового потока и поддержания в кубовой (нижней) ее части температуры 130-140 ºС. В десорбере создается разряжение за счет работы  водокольцевого вакуум-насоса (ВВН 12) Н-306 по схеме:

       И-301 - Д-301 -Х-301- Р-301- Н-306- атмосфера (за пределами  цеха) .

       Проектная схема проточного водоснабжения  вакуум-насосов (со сбросом отработанной воды в систему промканализации) по рацпредложению №1284 (24-99) изменена. Водоснабжение вакуум-насосов выполнено  по оборотному циклу, для подпитки системы  используется не вода из водопровода  УКПГ, а дистиллят десорбера –  рефлюкс, который не содержит солей  и мехпримесей. Содержание ДЭГ и  метанола - незначительные,  в пределах 0,1-1,0 % масс., что допустимо, т.к при  отсосе паров из Д-301 эти компоненты все равно попадают в полость  насоса с каплями и парами рефлюкса. Применение данной схемы позволяет  экономить воду, добываемую с артезианских скважин УКПГ.

       Отделившиеся  паpы (вода) от раствора ДЭГа и отдувочный газ c температурой 60ºС при давлении  0,02 атм. с верхней части десорбера  через шлемовую трубу ø 219 мм поступают  в воздушный холодильник-конденсатор  Х-301, где охлаждаются до температуры 30-40ºС. Сконцентрировавшаяся жидкость и газы из Х-301 стекают в рефлюксную емкость Р-301. Часть сконденсировавшейся  жидкости из Р-301 подается насосами Н-307 через клапан-регулятор температуры  верха десорбера на 18 тарелку  на  орошение десорбера.

       Расход  жидкости, подаваемой на орошение колонны, контролируется датчиком перепада давления YOКOGAWA, установленному на линии подачи рефлюкса. Избыток жидкости из Р-301 через клапан-регулятор сбрасывается в промканализацию. Минимальный и максимальный уровни в рефлюксной емкости Р-301 сигнализируются на пульт в операторной поз.LIA3.04.6. Контроль за давлением в рефлюксной емкости осуществляется по месту вакуум-манометром поз. PI3.05.6. Темпеpатуpа верха десоpбеpа контролируется термометром сопротивления с выводом и записью на пульт операторной поз.TE3.09.5. Темпеpатуpа кубовой части десоpбеpа контролируется термометром сопротивления с выводом на щит операторной с записью поз.TE3.07.5.

       В испарителе И-301 регенерированный гликоль  заполняет межтрубное пространство и по мере накопления переливается через перегородку в накопительный  отсек, откуда через клапан-регулятор  уровня насосом Н-304 горячий поток  РДЭГ с темпеpатуpой 153-164ºС и концентрацией 99,3% прокачивается через межтрубное пространство рекуперативного теплообменника Т-302, нагревая встречный поток насыщенного  абсорбента, охлаждается до 40-60ºС и  поступает в накопительную емкость  регенерированного ДЭГ Е-304.

       Уровень ДЭГ в накопительном отсеке испарителя (за переливной перегородкой) поддерживается клапаном-регулятором уровня, установленным  на линии выхода регенерированного  ДЭГ после Т-302. При понижении  уровня РДЭГ в испарителе И-301 поз.LT3.01.1 ниже допустимого срабатывает блокировка и клапан-отсекатель закрывает выход ДЭГа. Температура в испарителе И-301 поз.ТЕ3.01.5, десорбере Д-301 поз.ТЕ3.09.5 (верх и низ колонны), рефлюксной емкости Р-301 поз.ТЕ3.03.5, теплообменнике Т-302 контролируется термометрами сопротивления с выводом показаний на пульт УВК.

       2.2. Оптимизация работы установки регенерации ДЭГа

 

       Как указывалось в описании технологической  схемы, назначение установки регенерации  абсорбента состоит в получении  необходимой концентрации регенерированного  гликоля, которая при выбранной  величине его подачи в абсорбер обеспечивает требуемое качество осушки газа. На установках регенерации, находящихся  в эксплуатации, возможный диапазон регулирования концентрации регенерированного  гликоля составляет 0,8-1,0 % и полностью  определяется параметрами работы испарителя: давлением, температурой. Некоторые  отклонения в концентрации от расчетной  наблюдаются лишь при загрязнении  гликоля солями и продуктами разложения.

       Экономичность процесса регенерации определяется объемом отпариваемой в десорбере  воды и потерями диэтиленгликоля  с дистиллятом (верхним продуктом). Если объем отпариваемой воды и затраты  тепла на ее отделение практически  не зависят от состояния системы  регенерации, то потери диэтиленгликоля  с отпариваемой  водой полностью  определяются ее рабочим режимом  и исправностью аппаратов. Согласно общим термодинамическим представлениям, состав жидкости и пара наверху десорбера  однозначно определяется двумя параметрами  давления и температурой и совпадает  с линией кипения жидкости, находящейся  на верхней тарелке. Так если бы на верхней тарелке находилась чистая вода, то давление наверху десорбера  было бы равно давлению насыщенных паров воды при температуре верха. При любой другой  температуре  величина давления могла бы быть найдена  по таблицам зависимости  давления насыщенных паров воды от температуры. На практике из-за присутствия в  воде диэтиленгликоля, имеющего значительно более высокую температуру кипения, температура на верхней тарелке всегда выше, чем рассчитанная для чистой воды. Для снижения потерь гликоля обычно увеличивают количество подаваемого орошения, которое, испаряясь, конденсирует пары, поступающие на верх десорбера, и за счет разбавления снижает концентрацию гликоля в жидкости на верхней тарелке. При этом увеличение подачи орошения до определенных пределов (до величин флегмового числа 1-1,5) способствует снижению потерь.