Подготовка газа Уренгойского месторождения к транспорту

Размещено на http://www.allbest.ru/

Перечень условных обозначений и принятых сокращений

П/У - Пылеуловитель

КС - компрессорная станция

ДКС - дожимная компрессорная станция

КПГ - комплексная подготовка газа

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

МГ - магистральный газопровод

ГРС - газораспределительная станция

УНГКМ - Уренгойскоенефтегазоконденсатное месторождение

ДЭГ - диэтиленгликоль

ЗПА - здания переключающей арматуры

ЦОГ - цех очистки газа

АВО - аппараты воздушного охлаждения

ЭКМ - электроконтактный манометр

МЭА - моноэтаноламин

ДЭА - диэтаноламин

ТЭА - триэтаноламин

УОГ - установка одоризации газа

САУЖ - система автоматического удаления жидкости

НТС - низкотемпературная сепарация

ПДК - предельно допустимая концентрация

ГВС - газовоздушная смесь

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика

ПБ - правила безопасности

ПЛАС - план ликвидации аварийных ситуаций

ГСМ - горюче-смазочные материалы

НКПВ - нижний концентрационный порог взрываемости

СИЗ - средства индивидуальной защиты

ППР - планово-предупредительный ремонт

Содержание

месторождение газ одоризация себестоимость

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения

1.1.1 Гидрографическая характеристика района

1.1.2 Освоение Уренгойского месторождения

1.1.3 Основные проектные решения при разработке Уренгойского НКГМ

1.2 Характеристики получаемого сырья

1.3 Характеристика системы подготовки газа

1.4 Узел входа газа на установку комплексной подготовки

1.5 Цех очистки газа (ЦОГ)

1.6 Осушка газа на установке комплексной подготовки

2. Расчетная часть

2.1 Оборудование для очистки газа от механических примесей

2.1.1 Выбор циклонного пылеуловителя

2.1.2 Технологический расчет циклонного пылеуловителя

2.1.3 Расчеты толщины стенок ПУ

2.1.4 Расчет циклонной насадки

2.1.5 Расчет штуцеров входа и выхода газа, отвода жидкости

2.1.6 Расчет гидравлического сопротивления пылеуловителя

2.2 Оборудование для осушки газа

2.3 Оборудование для очистки газа от сероводорода

2.3.1 Расчет расхода моноэтаноламина

2.4 Оборудование для одоризации газа

3. Технологическая часть

3.1 Очистка газа от механических примесей

3.2 Осушка добываемого газа

3.3 Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

3.4 Одорирование природного газа

3.5 Принцип работы спроектированного оборудования по подготовке газа к транспорту

4. Безопасность жизнедеятельности и охрана окружающей среды

4.1 Источники и основные производственные опасности на месторождении

4.2 Обеспечение безопасности работающих

4.2.1 Анализ производственного травматизма

4.2.2 Оценка условий труда сменного инженера УКПГ

4.2.3 Средства индивидуальной защиты и компенсации производственных вредностей на УКПГ

4.3 Анализ пожаровзрывобезопасности на установке подготовки газа к транспорту

4.3.1 Определение категорий зданий, помещений и наружных установок на территории УКПГ по пожаро- и взрывобезопасности согласно НПБ 105-03

4.4 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности

4.5 Защита от статического электричества и молниезащита

4.6 Экологичность проекта

4.6.1 Охрана воздушного бассейна

4.6.2 Охрана подземных вод от загрязнения

4.6.3 Охрана окружающей среды при складировании производственных отходов

4.6.4 Программа производственного экологического мониторинга

4.7 Чрезвычайные ситуации на производстве

4.7.1 Аварийные ситуации на производстве и меры по их ликвидации

4.7.2 Решения по предотвращению ЧС техногенного характера

4.7.3 Решения по предотвращению ЧС природного характера

4.8 Определение вероятных параметров ударной волны при взрывогазовоздушной смеси

5. Охрана труда

5.1 Инструкция по охране труда при удаление пирофорных отложений

5.2 Инструкция по охране труда по безопасному обслуживанию узлов одоризации газа

6. Экономическая часть

6.1 Экономическая эффективность разработки Уренгойского газоконденсатного месторождения

6.2 Расчет вспомогательных материалов

6.3 Расчет заработной платы

6.4 Определение суммы амортизационных отчислений

6.5 Расчет налогов

6.6 Определение себестоимости газа

6.7 Технико-экономические показатели эффективности разработки проектируемого газового месторождения

Заключение

Список используемой литературы

Приложения



Введение

Залежи нефти и газа - это скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. В случае, когда скопление достаточно велико и его эксплуатация целесообразна с экономической точки зрения, залежь называют промышленной. Залежи, которые занимают достаточно большие площади, образуют месторождения.

Газоносные - это породы пористой структуры (пески, песчаники, пористые известняки или доломиты). Газоносные пласты имеют разную крепость. Это зависит от их структуры и состава. Толщина газоносных пластов достигает десятки, а то и сотни метров. Залегают эти пласты между газонепроницаемыми породами (мергелями, сланцевыми глинами, известняками).

Довольно часто можно встретить месторождения, содержащие два или больше газоносных пластов, которые располагаются один над другим слоями.

Большое количество газовых месторождений - многопластовые. Газ в этих пластах находится под давлением.

Добыча газа

Газовая скважина - это основной элемент промысла. Верх скважины называется устьем, а низ -- забоем. Схема газовой скважины представлена на рис.1 ПЗ и на листе1.Бурят скважину при помощи буровых установок, быстровращающимся буром-долотом, который разрушает породы в забое. Буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ представлена на рис 2. В зависимости от того, какой применяется привод для бура, различаются роторное и турбинное бурение.



Рис 1 Схема газовой скважины

1 - колонна кондуктора; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - колонна фонтанных труб; 4 - переводная катушка; 5 - переводная задвижка; 6 - регулирующие штуцера; 7 - башмак колонны; Рп - пластовое давление; Рз - забойное давление; b - глубина вскрытия пласта; h - мощность пласта.

Буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ служит для бурения газовых скважин на глубину до 5 км. Установка оснащается электрическим частотно-регулируемым приводом переменного тока с цифровой системой управления. Установка спроектирована таким образом, что бы обеспечить перемещение всего комплекса по направляющим балкам от одной скважины к другой вместе со всеми бурильными трубами, установленными на подсвечниках и подвешенными противовыбросовым оборудованием [23].



Рис. 2. Буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ

Спецификой эксплуатации газовых месторождений является то, что весь добытый газ нужно сразу транспортировать к потребителям. Поэтому перед назначением режима работы скважины учитывается подготовленность объектов потребления к использованию природного газа, а так же режимы их работы. Если вблизи крупных потребителей, имеются подземные хранилища, то режимы работы газовых промыслов могут не совпадать с режимами потребления, так как лишний газ перенаправится в хранилище [7].

Некоторые скважины на промыслах газопроводами присоединяют к коллекторам, в конце которых располагается промысловая газораспределительная станция. После фонтанной арматуры на выбросных линиях устанавливаются предохранительные клапаны и средства измерения давления. Выбросные линии соединяются с сепараторами, в которых газ проходит очистку от механических примесей. После сепаратора газ движется в коллектор газосборника. Количество газа, который добывается, измеряется счетчиком. В месте соединения газоотводящей линии и коллектора устанавливается задвижка, обратный клапан и отвод для продувки газопровода в случае необходимости.

При прохождении газа через регулирующий штуцер происходит падение давления. Газ сильно охлаждается, и согласно эффекта Джоуля-Томпсона возникает большая вероятность образования гидратных и ледяных пробок. Поэтому на промыслах необходимо принимать меры по их устранению.

Кристаллогидрат - это соединения углеводородов с водой, которое напоминает лед. Для предотвращения образования кристаллогидратов в газопроводах в них обычно подают метанол (метиловый спирт). Метанол образует с парами воды раствор, имеющий низкую температуру замерзания и который в дальнейшем легко удаляется из газопровода.

Напромысловой УКПГ газ очищают в сепараторах, осушают в установках осушки газа и производят его учет. В случае содержания в газе сероводорода, до подачи в газопровод его очистку от H2S и CO2. После установки комплексной подготовки газ поступает на головную компрессорную станцию, а если он имеет достаточно высокое давление, сразу в магистральный газопровод. По магистральным газопроводам транспортируется к потребителям или в подземное хранилище газа.

Схема транспортировки добываемого газа по участку магистрального газопровода от газового месторождения до потребителя представлена на листе 2.

Очистки природного газа от механических примесей осуществляется в несколько этапов: на промыслах, в призабойной зоне, на линейной части МГ и на ГРС.

Призабойная зона скважины оборудуется фильтрами. Существующие конструкции фильтров - это перфорированные трубы из стали. Гравийные фильтры качественнее охраняют колонну скважины от выноса известняковых элементов, песка и других примесей.

Второй этап очистки газа выполняется на промысле в наземных сепараторах, газ очищается от конденсата, воды, и пыли.

Третий этап очистки происходит на компрессорных станциях газопровода и предполагает очистку газа отмех примесей (твердых и жидких частиц).

Четвертый этап очистки газа находится на ГРС и предназначен для окончательной очистки газа перед употреблением.

Основная задача комплекса подготовки газа на добыче - это сбор и подготовка газа, т.е. транспортировка природного газа от скважин до КПГ, очистка его от капельной жидкости и мех примесей, осушка до необходимой точки росы и компримирование для подачи в МГ. Все эти мероприятия необходимо выполнить с наименьшими потерями пластовой энергии и наибольшей технологической и экономической эффективностью [13].

Цель данного дипломного проекта - на основании реальных исходных данных по УКПГ-13, расположенной на сеноманской газоносной залежи Уренгойского месторождения, запроектировать и произвести необходимый расчет оборудования, которое будет использоваться для подготовки газа к дальнейшему транспорту по магистральным газопроводам.

Основные задачи которые должны быть решены - это:

1. Очистка добываемого газа от механических примесей;

2. Осушка газа для предотвращения образования

кристаллогидратов;

3. Очистка газа от сероводорода;

4. Одоризация природного газа.



1. Общая часть

1.1 Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения

1.1.1 Гидрографическая характеристика района

Район расположен на севере Западносибирской низменности. В административном порядке данное месторождение относится к Пуровскому району Ямало-Ненецкого автономного округа в Тюменской области Схема представлена (рис.3).

Территория УНГКМ - это заболоченная полого - холмистая равнина, расчлененная речными долинами, покрытая множеством озер и криогенных форм (бугры). Отметки поверхности на этой площади находятся в пределах от плюс 18 до плюс 80 м.

Район расположен в зонах многолетнемерзлых пород, температура которых понижается с юга на север на 10С на 100 км. Глубина залегания многолетнемерзлых пород достигает 500 м. Температура этих пород колеблется в диапазоне от минус 1 до минус 50С.

В разрезе многолетнемерзлых имеются и региональные талые межмерзлотные породы, к которым относятся водоносные горизонты. Снабжение водой газовых промыслов, города Новый Уренгой обеспечивается благодаря развития этих таликов.

Климат в данном районе - резко континентальный. Району характерна продолжительная холодная зима и короткое прохладное летом. Средняя температура зимой минус 17⁰С. Декабрь, январь и февраль - являются самыми холодными месяцами года. Температура в эти месяцы достигает до минус 55⁰С и так же усиливаются порывы ветра. С середины июня до сентября морозы отсутствуют. Июнь является самым теплым месяцем. Средняя температура в этот период колеблется от 6 до 15⁰С, а максимальная иногда достигает и 40⁰С.



Рис. 3 - Карта месторождений

Температуры в среднем между холодными и теплыми месяцами колеблется в пределах 800С. Толщина снежного достигает величины в 1-2 м. Количество осадков в году достигает 350 мм, около 70% которых выпадает в летний период.

Гидрографическую сеть района образуют река Пур, находящаяся на востоке и ее притоки - река Малхой-Яха, река Нгарка-Есетояха, река Хадуттэ, река Табъяха, река Ево-Яха. Судоходной из них является только река Пур.

Транспорт газа обеспечивается системой магистральных газопроводов. До 1977 года транспортировка осуществлялась газопроводом "Медвежье - Центр". С 1978 года был запущен в действе газопровод "Уренгой-Надым", а в1983 годуи "Уренгой - Помары - Ужгород". В направлении юга газ транспортируют по газопроводу "Уренгой - Сургут - Челябинск".

Конденсат и нефть транспортируют по нефтепроводу "Уренгой - Сургут" [12].



1.1.2 Освоение Уренгойского месторождения

Открытие Уренгойского месторождения произошло в 1966 году. На этом месторождении газонасыщенными отложениями являются - верхнемеловое (сеноман) и нижнемеловое (валанжин).

Верхнемеловая залежь ввелась в эксплуатацию в 1978 году, 22 апреля. Запасы этого месторождения составляют 6221 млрд. м³ газа.

Годовая добыча сеноманской залежи УГКМ составила 250 млрд. м³ газа.

В декабре 1989 госкомиссией СССР были рассмотрены и утверждены в объёме 6933 млрд. м³. Увеличение запасов обуславливается расширением на 11,5% газоносных площадей (данные сейсморазведки) и на 9,6% величины газонасыщенной толщи.

На данный момент эксплуатируются 15 установок комплексной подготовки газа (УКПГ): УКПГ-1АС 10 (Уренгойская площадь), УКПГ-11, 12,13 (Ен-Яхинская площадь) и УКПГ-15 (Северо-Уренгойское месторождение).

Вводв эксплуатацию установок КПГ все время отставал от запланированного графика. Так в 1985 году согласно проекта было предусмотрено ввод в эксплуатацию с выходом на постоянный отбор в размере250 млрд. м3 газа в год 15 УКПГ. А фактически в это время эксплуатировалось всего 11 УКПГ



Таблица 1.1

Дата ввода в эксплуатацию УКПГ

Согласно проекта годовой отбор газа, начиная с 1985 года и до настоящего времени составляет 250 млрд. м³ газа в год. В том числе по Уренгойской площади - 185 млрд. м³, по Ен-Яхинскому - 50 млрд. м³, по Северо-Уренгойскому месторождению - 15 млрд. м³. Карта расположения площадей представлена на рис 4.Так как разработка залежей Северо-Уренгойского месторождения и Ен-Яхинской площади отставала от графика ввода в эксплуатацию, то основная добыча газа производилась на залежи Уренгойской площади. В период с 1984 по 1988годы лимит проектного годового отбора превышался на 22 - 64%. Эта повышенная добыча обеспечивалась путем поддержанияоптимального дебита, максимально возможным использованием производственных мощностей установок комплексной подготовки газа, а так же благодаря задействованию проектного резерва эксплуатационных скважин.



Рис 4 - Уренгойское НГКМ, карта расположения площадей

1.1.3 Основные проектные решения при разработке Уренгойского НКГМ

Уренгойскогоместорождение содержит два продуктивных комплекса, которые существенно отличаются между собой по своим характеристикам. Это сеноманский газоносный комплекс и нижнемеловой нефтегазоносный комплекс.

Сеноманский газоносный комплекс представляется одной газовой залежью, которая залегает на глубине то 1000 до 1200 метров. Эта залеж ввелась в эксплуатацию с 1978 года. Максимальная годовая добыча газа составила250 млрд. м³. Характерная особенность сеноманской залежи - это наличие существенных запасов газа, в основном, метанового состава с весьма низким содержанием тяжелых углеводородов.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс - многопластовый. Он залегает на глубине от 1750 до 3650 м. Характерная особенность данной залежи - наличие в разрезе большого количества нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей с достаточно высоким первоначальным содержанием в пластовом газе тяжелых углеводородов.

В дальнейшем, при эксплуатации месторождения производились уточнения газоконденсатной и продуктивной характеристик его скважин, и запасов газа, нефти и конденсата.

В 1996-1997 годах была рассмотрена стратегия разработки газоконденсатных и нефтяных и залежей на период до 2025.

Предварительно этот проект были рассмотрена "Комиссии по разработке месторождений и ПХГ" РАО "Газпром" (протокол №13-Р/96 от 17.05.96).

В данный момент эксплуатируются четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В). Общая производительность которых составляет 30 млрд. м³ по сепарированному газу и 6,0 млн. тонн по конденсату.

В 1995 году на УКПГ-8В, смонтирована технологическая нитка низкотемпературной сепарации (НТС), производительностью 5 млн. м³.

Общий фонд скважин на 01.01.99 составлял 600 шт., эксплуатационный фонд составил 399 скважины. Величины пластовых давлений в зонах отбора газа упали на 10,0 МПа и более от тех, которые были в начале.

1.2 Характеристики получаемого сырья

Газ сеноманской залежи - метанового состава, и содержит от 95,3 до 99,4% метана. Содержание углеводородов С2 и выше не более 1%. Средняя относительная удельная плотность газа по воздуху 0,563. Давление критическое - 4,73 Мпа, температура критическая- 190,5 К, давление рабочее - 5,45 Мпа, температура рабочая - 2830К

Средняя низшая теплотворная способность газа 32900 кДж/м³. Средний состав природного газа:

СН4 - 97,64%;

С2Н6 - 0,1%;

С3Н8 - 0,001%;

С4Н10 - отсутств.

С5Н12 - отсутств.

СО2 - 0,31%;

N2 - 1,95;

Н2S - следы.

Содержание конденсата составляет - от 0,035 до 0,055 см³/м³.

Продукты, получаемые на установке: газ осушенный (соответствует ОСТ 51.40-93) и конденсат нестабильный конденсат (ТУ 05751745-02-88).

Годовая производительность - 15 млрд м³/год

1.3 Характеристика системы подготовки газа

Сбор газа от скважин на УКПГ-13 производится по коллекторно-кустовой схеме, которая позволяет существенно минимизировать затраты на строительство шлейфов и монтаж внутренних дорог. УКПГ-13 находится в составе комплекса действующих установок по осушке газа на сеноманской залежи Уренгойского месторождения.

На рисунке 5 изображена схема сбора газа на УКПГ-13.

Подготовка газа к дальнейшей транспортировке заключается в отделении из него (газа) воды, конденсата, и механических примесей с последующей его осушкой.

Природный газ подготавливается к дальнейшему транспорту следующим образом: куст - шлейф - ЗПА - ЦОГ - ДКС (II очереди) - УКПГ - ДКС (I очереди) - СОГ-МПК.

Подготовка на промысле газа должна обеспечить среднюю температуру точки росы по влаге Tр = минус 10°С (по ГОСТ 51.40-93).



Рис. 5 - Схема сбора газа на УКПГ-13

Характеристики УКПГ-13

- производительность установки - 15 млрд. м³/год;

- количество кустов скважин - 30;

- количество скважин (действующих) - 64;

- общее количество скважин - 77;

- осушка газа-диэтиленгликолевая, (концентрацияДЭГа - 99,1%);

- влагосодержание газа - не более 0,65 г./ст. м³;

- ингибитор гидратообразования - метанол (СН3ОН).

1.4 Узел входа газа на установку комплексной подготовки

От скважин природный газ по шлейфам Ду = 150 с давлением Р = 5,43-5,45 МПа подается в газовые коллекторы Ду = 300, Ду = 500, по которым поступает в здания переключающей арматуры ЗПА-1, ЗПА-2.

В ЗПА происходит отключение кустов газовых скважин от дожимной компрессорной станции, перевод кустов на факел, переключение узлов ввода шлейфов с куста на куст.

Если необходимости продуть шлейф на факел, производится закрытие запорного крана Ду=300 на линии подачи сырого газа в общий коллектор диаметром 1000 мм и открытие крана Ду=300 подачи газа на факел.

Каждое крыло ЗПА предусматривает установку семи узлов ввода шлейфов и две панели распределения метанола (ПРМ) типа ПРГ-3, ИНГ.

Так же здесь производят распределение метанола по коллекторам (факельным и газовых скважин).

Метанол используют как в ингибитора гидратообразования. Во время транспортировки газа от кустов до УКПГ он охлаждается за счет теплообмена с окружающим грунтом. Так как газ полностью насыщен влагой (относительная влажность 100%), то при снижении температуры не исключена возможность гидратообразования.

Наиболее вероятно выпадение гидратов зимой.

Для предотвращения выпадение гидратов и устранения гидратных пробок предусматривается централизованная система подачи метанола.

Места подачи метанола:

- шлейфы;

- запорная арматура (на ЗПА-1 и ЗПА-2);

- факельный коллектор;

- входа технологических газопроводов.

Подача осуществляют со склада метанола через панели распределения ПРМ насосами Н-503, установленными на ЗПА.

Технологический корпус расположен на расстоянии 350 м от здания переключающей арматуры.

Из здания переключающей арматуры газ поступает в общий коллектор Ду=1000. Из коллектора газ после ДКС II очереди поступает в цех очистки газа (ЦОГ).



1.5 Цех очистки газа (ЦОГ)

ЦОГ служит для очистки газа перед входом его в первый цех ДКС от влаги и мех примесей.

Установка очистки газа предусматривает две ступени:

- I ступень: ступень сепарации (грубая очистка), служит для удаления из газа основного количества конденсата, пластовой и конденсационной воды в пылеуловителях ГП 554.00.000 производительностью 10-20 млн. м³/сут. (рабочее давление 6,3 МПа).

- II ступень это ступень тонкой очистки, в которой газот капельной влаги и мех примесей очищается в фильтрах-сепараторах "СМР".Производительность фильтров составляет 15,3 млн. м³/сут. Рабочее давление 7,6 МПа. Газ на фильтрах-сепараторах очищается с эффективностью от 90% до 100%.

Для того, что бы разделить воду и газовый конденсат, поступающие с I и II ступеней очистки, предусмотрено две разделительные емкости (рабочая и резервная). Из разделительной емкости конденсат и вода поступают:

- конденсат - на склад горюче смазочных материалов;

- вода - на очистные сооружения.

С учетом очень малого количества конденсата в пластовой воде, предусматривается возможность отводить пластовою воду с конденсатом, минуя разделительные емкости, сразу в емкость дегазации.



Рис. 6 - Принципиальная схема ЦОГ

1.6 Осушка газа на установке комплексной подготовки

После прохождения очистки газ при помощи агрегатов ГПА-Ц-16,сжимается. После сжатия газ охлаждают до необходимой температуры на аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа. После, охлажденный газ подается на УКПГ. Далее газ по трубопроводам Ду=300 подается в технологический корпус по шести технологическим ниткам на установку осушки газа в два цеха. В каждой цех ведет три нитки. Эти шесть технологических линий работают одинаково. Ниже представлено описание работы одной из технологических линий.

Газ с давлением Р=4,5 МПа и температурой T=283°К и направляется в сепаратор С-20, 1через входной арматурный узел в (рис 7) . После сепаратора, газ поступает на теплообменник Т-202, где подогревается до температуры 290°К.

Дальше он попадает в абсорбера (нижняя часть). При увеличении или падении давления газа на входе, на управляющий комплекс УВК через ЭКМ подается, поле чего подается команда закрыть пневматические краны на входе газа в сепаратор и выходе газа из абсорбера, а так же команда открыть кран Ду=150 на свечу. На рисунке 4.3 представлена принципиальная схема осушки газа.

Рис. 7 - Схема осушки газа

На УКПГ-13 используются аппараты типа ГП 502 - 00.000 производительность которых составляет Q=10 млн. м /сут. Конструктивно аппарат представляет собой колонну диаметром 1800 мм и высотой 16600 мм, состоящую из трех секций: сепарации, абсорбции и улавливания гликоля. Зона сепарации расположена в нижней секции. Средняя и нижняя секции абсорбера разделяются полуглухой тарелкой, которая служит для накопления, контроля и сбора диэтиленгликоля, а так же и для одновременно прохода сырого газа в секцию осушки.

Секция осушки выполняется ступенчатой основе сетчатых тарелок. Над каждой из таких тарелок монтируется дополнительно сепарационная тарелка, состоящая шестидесятимиллиметровых центробежных элементов. В верхней сепарационной секции установлены фильтр-коагулирующие патроны и тарелка с шестидесятимиллиметровыми центробежными элементами.

После осушки газ поступаетна замерную диафрагму, после чего с давлением Р=4,5 МПа на ДКС первой очереди. На компрессорной станции газ компримируется и с давлением Р=5,6-6,0 МПа и температурой T=21 - 22°С, поступает в магистральный газопровод.

Расхода газа регулируют прирегулирующим штуцером "Клаус" Ду=300. Давление газа после штуцера контролируется при помощи манометра. Температуру контролируют ртутным термометром по месту.

Точку росы по влаге измеряют влагомером "Харьков-1М" типа ТТР-8.



2. Расчетная часть

2.1 Оборудование для очистки газа от механических примесей

Расчет производится по [13] и [2]

Исходные данные для расчета принимаем из (п 1.4, 1.5 ПЗ):

Среда, которая очищается - природный газ

Расход газа - 15 млрд. м³/год (суд = год/365= 15*109/365=41,1 млн. м3/сутки)

Температура газа - 283°К

Размер твердых частиц - 5 мкм

Расчетная плотность твердых частиц - 3000 кг/м³

Исходная концентрация частиц в потоке - 20 г/м³

Рабочее давление газа на входе в циклон - 5,45 МПа

Состав газа: СН4 - 97,64%;

С2Н6 - 0,1%;

С3Н8 - 0,001%;

С4Н10 - отсутств.

С5Н12 - отсутств.

СО2 - 0,31%;

N2 - 1,95;

Н2S - следы.

Согласно [2] сн -- плотность газа в нормальных условиях, кг/м³ определяется:



Относительная плотность по воздуху:

= 0,732/1,293=0,566 кг/м3

2.1.1 Выбор циклонного пылеуловителя

Выбор пылеуловителя производим согласно методики изложенной в [13] и [2].

Рис. 8. Расчетная схема пылеуловителя

Выбор типа пылеуловителей (ПУ) проводится исходя из суточной производительности, пропускной способности циклонных пылеуловителей по типам согласно табл. 2.03[13]и удельных металозатратах.

Оптимальное решение в обеспечении заданной продуктивности минимальным количеством аппаратов с максимальной степенью их загрузки. Общее количество ПУ должно быть не менее двух (рабочий и резервный). Если количество пылеуловителей составляет четыре и более, то резерв не нужен, так как допустимая перегрузка 33% позволяет компенсировать дефицит производительности. При количестве пылеуловителей менее четырех необходимо принять один резервный. После выбора ПУ по минимальным удельным металозатратм выполняют механический и гидравлический расчет выбранного типа.

2.1.2 Технологический расчет циклонного пылеуловителя

Для правильного подбора пылеуловителя, необходимо произвести его технологический расчет.

По исходным данным принимаем пылеуловитель ГП 426.00.000 П. 2

Материал корпуса - сталь 09Г2С

Расчетное рабочее давление, МПа - 5,5

Диаметр аппарата - 1850 мм

Удельные металозатраты - 1533 кг/млн. м

Фракционная эффективность очистки - 80% (приразмер твердых частиц 5-10 мкм)

Суточная производительность равна 15*106 м3/сутки

Основные элементы циклонного пылеуловителя показаны на расчетной схеме 8 Для ГП -426 необходимое количество ПУ составляет:

= = 2,74 (1)

принимаем n = 3. Металозатраты пропорционально производительности составляют: = 4599 кг / млн м³ (2) где g - удельные металозатраты.

2.1.3 Расчетытолщиныстенок ПУ

Расчет толщины стенок производится для определения конструктивных размеров, которые будут учитываться при дальнейшем проектировании аппарата. В зависимости от рабочего давления, выбранного материала и размеров аппарата по результатам расчета подбирается необходимая минимальная толщина его стенок. При правильном подборе необходимых параметров себестоимость пылеуловителя можно существенно снизить. Расчет толщины днища и корпуса представлен ниже формулами 3 и 4.

Расчетднища: (3)

= 42,8 мм

Принимаем ддн= 43 мм.

Расчет корпуса:

(4)

= 38,8 мм

Принимаем дк = 39 мм.

где Рр - расчетное давление, МПа (Рабс=Ризб+Рбар= 0,1+0,1013=0,2013 МПа);

dв - внутренний диаметр корпуса, мм (для ГП - 426 = 1850 мм);

Rв - радиус кривизны в вершине эллиптического днища, мм (равный dв);

ц - коэффициент прочности сварного шва (ц = 0,9);

удоп - допускаемое напряжение для стали 09Г2С - (160 МПа);

С - прибавка на коррозию к расчетной толщины стенки (С = 2 мм);

С1 = 0,8 мм и С`1 = 0,9 мм - прибавка на минусовый допуск

С2 = 4,2 мм - прибавка, которая учитывает утоньшение при штамповке днища.



2.1.4 Расчет циклонной насадки

Циклоны используют для очистки газа при высоких давлениях. Так как циклоны не имеют движущихся частей, то надежность их эксплуатации достаточно высокая.

Принцип работы.

В основу принципа работы циклона положено вращательное движение запыленного газа, при котором появляются центробежные силы, которые действуя на частички пыли по направляют их к стенкам циклона.

Очищаются газыв циклонах при помощи двух винтообразных вихревых потоков - внешнего и внутреннего (рис. 9). Диаметр внешнего вихря равнодиаметру корпуса циклона, а диаметр внутреннего - диаметру выхлопной трубы.

Рис. 9 Принципиальная схема циклона:

1 - входной патрубок;

2 - труба выхлопная; 3 - корпус циклона;4 - конус;

5 - отверстие пылевыпускное; 6 - бункер; 7 - затвор

Внешний вихрь движется вниз, потом поворачивает и преобразуется в внутренний вихрь, после чего начинает подниматься вверх.

В тот момент, когда внешний вихрь поворачивает на 180° возникаютинерционные силы, которые и выводят уловленную пыль со стенок циклона в бункер.

Производительность по газу в рабочих условиях при максимальной нагрузке, м³/с:

(5)

= 7,9 м³/с

где Рр и Тр-соответственно рабочие давление и температура, 5,5 МПа и 283°К;

Ро и То- соответственно давление 0,1013 МПа и температура 273°К;

Z0 и Z - соответственно коэффициенты сжимаемости абсолютной и относительной в соответствии с номограммой П 1, Z0 = 0,997, Z = 0,872

Допустимая условная скорость потока газа в циклоне, м/с.

Принимается от 2,2 до 3,5

Примем Wц = 3,5 м/с. Расчетная площадь, м²:

(6)

= 2,25 м²

Количество циклонных элементов конструктивно принимаетсяn = 5. Диаметр циклонного элемента, м:

(7)

= 0,76 м

Принимаем dц = 0,8 м.

Действительная скорость потока газа в циклоне, м/с:

(8)

= 3,15 м/с

Действительная скорость в пределах допустимой.

2.1.5 Расчет штуцеров входа и выхода газа, отвода жидкости

Данный расчет применяют для определения конструктивных размеров штуцеров проектируемого аппарата. В зависимости от расхода очищаемого газа и его скорости, для обеспечения заданной производительности очистки необходимо определить оптимальный диаметр проходного сечения трубопроводов входа и выхода очищаемого газа.

Допустимая скорость газа в штуцере Wг рекомендуется в пределах 7 - 2 5 м/с. Принимаем Wг = 15 м/с. Диаметр штуцера входа и выхода газа, м:

(9) = 0,64 м

Принимаем dг = 0,65 м.

Действительная скорость газа в штуцере, м/с:

(10)

= 23,8 м/с

Действительная скорость в пределах допустимой.

Для отвода из пылеуловителя основного количества конденсата, пластовой и конденсационной воды полученной при очистке потока газа, производим расчет оптимального диаметра штуцера исходя из расхода жидкости и ее скорости.

Объемный расход уловленной жидкости, м/с:

(11)

= 0,0034 м³

Скорость жидкости (принимаем) Wж = 1 м/c

Диаметр штуцера отвода уловленной жидкости, м:

(12)

= 0,066 м/с

Принимаем dж = 75 мм по ГОСТ 8732-70.

Диаметр штуцера отвода механических примесей принимаем dмп = 159 мм по ГОСТ 8732-87.

2.1.6 Расчет гидравлического сопротивления пылеуловителя

Целью гидравлического расчета является определение величины сопротивления, вносимого пылеуловителем в систему технологической очистки газа, и определение, необходимой скорости движения газа для проведения эффективной его очистки.

Гидравлический расчет пылеуловителя заключается в определении его местных сопротивлений.

Гидравлическое сопротивление пылеуловителя является одной из основных его характеристик. Оно, наряду с расходом очищаемого газа, определяет и эффективность его очистки.

Для расчета приняты следующие коэффициенты [3]:

- Коэффициент на влияние диаметра циклона К1=0,95-1,0

- Поправочный коэффициент на влияние запыленности: К2 = 0,85-0,93.

- Коэффициент сопротивления циклонов ? ц = 115-155.

- Зависимость коэффициента сопротивления циклона от его диаметра и концентрации пыли определяется:

= 0,95*0,85*115= 92,9

- Коэффициент, учитывающий групповую компоновку К3 = 60 - Коэффициент сопротивления группового циклона:

= 60 + 92,9 = 152,9

- Коэффициент сопротивления штуцера выхода ? вых = 0,5.

- Плотность газа при рабочих условиях

(13)

= 43,8 кг/м³

где Р0, Рвх -- соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление, МПа,

Тн, Твх -- соответственно нормальная температура и рабочая, К;

Z -- коэффициенты сжимаемости, Z = 0,872; Z0 = 0,997

сн -- плотность газа в нормальных условиях, 0,732 кг/м³ Гидравлическое сопротивление пылеуловителя, МПа:

(14)

= 0,021 МПа

- Коэффициент гидравлического сопротивления отвода на 90 °: ?90 = 0, 3.

- Коэффициент трения: ?тр=0,03.

- Гидравлическое сопротивление трех колен подводного трубопровода определяется по

(15)

= 0,017 МПа

Суммарное гидравлическое сопротивление пылеуловителя, МПа:

(16) = 0,038 МПа

В результате проведенного расчета оборудования для очистки газа отмех примесей подобран пылеуловитель марки ГП 426.00.000.

Параметры циклонного пылеуловителя:

- диаметр 3250 мм

- высота 9300 мм

- производительность 15 млн. м³/ сут.

- рабочее давление 5,5 МПа

- количество циклонов 5 шт.

- диаметр циклона 600 мм

- эффективность очистки - 80%

- удельные металозатраты - 1533 кг/млн. м³

- масса 23000 кг

- толщина днища 43мм

- толщина стенки 39 мм

- материал сталь 09Г2С

Количество пылеуловителей согласно расчета принято 3 шт. Такое количество обеспечивает необходимую очистку добываемого газа в заданном количестве (41,1 млн. м³/год)

2.2 Оборудование для осушки газа

Выбор оборудование для осушки газа производим согласно методики изложенной в [13] и [2]

Газ, который поступает из скважины, насыщен влагой в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается при помощи сепараторов различных конструкций. Содержание паров воды уменьшается на установках осушки газа. Если качество осушки низкое, то в газопроводе может сконденсироваться влага и образоваться кристаллогидраты. В результате этого снижается пропускная способность газопровода.

Рис. 10. Расчетная схема установки осушки газа

1 - абсорбер; 2- секция теплообменников; 3 - выветриватель; 4 - десорбер; 5 - испаритель; 6 - конденсатор; 7 - емкость для конденсата; 8 - ваккуумнасос; 9 - насос для орошения испарительной колоны; 10 - насос; 11 - холодильник; 12 - промежуточная емкость ДЭГ; I - влажный газ; II - осушенный газ; III - неконденсующиеся газы на собственные нужды; IV - пар; V - охлаждающая вода; VI - орошение; VII - пары ДЭГ; VIII - конденсат; IX - сброс конденсата; X - пар в атмосферу; XI - ДЭГ

В проектируемой установке адсорбционной осушки устанавливаем 4 адсорбера.

Цикл осушки газа состоит из трех этапов:

1 - адсорбция (продолжительность 12 часов);

2 - регенерация адсорбента (продолжительность 4 часа);

3 - охлаждения адсорбента (продолжительность 2 часа).

Исходные данные для расчета принимаем из (п. 2.2, 2.4 ПЗ):

цикл работы для осушки - 12 часов;

плотность природного газа равна 0,732 кг/м³;

количество поступающего на осушку газа - 41,1 млн. м/сут.

температура газа - 10°С

абсолютное давление газа - 5,4 МПа

требуемая точка росы осушенного газа - минус 10 °С

абсорбент - диэтиленгликоль;

производительность абсорбера Qабс - 12700000 м³/сут

Определяем количество абсорберов:

,(17)

где Q - количество поступающего на осушку газа, м/сут,

Qабс - производительность абсорбера, м/сут

= 3,24

Принимаем n = 4.

Фактическая пропускная способность абсорбера

= 1027500 м3/сут

Определяем количество изъятой влаги.

Влагосодержание газа определяется по формуле:

, (18)

где значения Аи В принимаем по приложению 4 [13]

на входе в абсорбер

= 2,16 г/м³

на выходе из абсорбера

= 0,851 г/м³

Изменение влагосодержания газа:

(19)

= 1,309 г/м³

Количество изъятой влаги:

(20)

= 1341071 г/сут = 1341 кг/сут = 55,9 кг/ч

Для достижения точки росы 263°К необходимо подать ДЭГ с концентрацией (рис. 2.4) Х1 = 0,935. Концентрация гликоля на выходе принимаем Х2 = 0,9. Расход ДЭГ составляет:

, (21)

где U - количество изъятого влаги, кг/ч

Х1 и Х2 - значения концентрации гликоля

= 1437 кг/ч

На практике разность между концентрациями свежего и насыщенного растворов гликоля принимают раной 3-4%.

При этом устанавливают его расход не менее 25 л на 1 кг удаленной влаги.

В результате расчета подобрана установка для осушки добываемого газа со следующими техническими характеристиками:

- количества абсорберов 4 шт.

- производительность одного абсорбера Qабс - 12700000 м³/сут.

- абсорбент диэтиленгликоль

- расход диэтиленгликоля 1437 кг/ч

- достигаемая точка росы 263°К

- количество изымаемой влаги 55,9 кг/ч

Данная установка обеспечивает осушку газа в необходимом количестве.

Рис. 11. Зависимость точек россы газа, уравновешенного с водным раствором ДЭГ



2.3 Оборудование для очистка газа от сероводорода

Расчет производится по [13] и [2].

Рис. 12. Расчетная схема очистки газа от сероводорода

Исходные данные для расчета принимаем из (п 1.4, 1.5 ПЗ):

Среда, которая очищается - природный газ

Расход газа - 15 млрд. м³/год (суд = год/365= 15*109/365=41,1 млн. м³/сутки)

Температура газа - 283°К

Рабочее давление газа- 5,4 МПа

2.3.1 Расчет расхода моноэтаноламина

Большинство природных газов содержат примесь H2S. Сероводород - это сильное корродирующее вещество. Он ядовит, при его содержании в воздухе рабочей зоны в количестве более 0,2% наступает потеря сознании и смерть; В более меньших концентрацияхно при длительном воздействии на организм человека, сероводород вызывает острые отравления.

По нормам допустимое содержание сероводорода в воздухе рабочей зоны не должно быть выше 10 мг/м³, а в газе, который используетсяна бытовые нужды выше 20 мг/м³ (СО2до 2%).

Очистку газа от сероводорода в производят водным раствором этанол- амина: моноэтаноламином (МЭА), диэтаноламином (ДЭА), триэтаноламином (ТЭА). В случае использования моноэтаноламина степень извлечения сероводорода из газа достигает 98%.

Расход моноэтаноламина на 1 млн. м³ газа составляет 3--7 кг.

Принимаем расход моноэтаноламина 5 кг на 1 млн. м³

Расход моноэтаноламина в этом случае составит:

, (22)

где q - расход моноэтаноламина, кг/сут

Q- суточный расход газа через установку, млн. м³/сут

= 205,5 кг

2.4 Оборудование для одоризации газа

Одной из современных одоризационных установок является универсальный автоматический одоризаторУОГ-1. В основном одорируют газ на головных сооружениях магистрального газопровода, но иногда только на газораспределительной станции (ГРС).

Расчет производится по [13]

Исходные данные для расчета принимаем из (п. 1.4, 1.5 ПЗ):

Средний расход газа на собственные нужды -17000 м3/сутки



Рис. 13 Расчетная схема установки одоризации газа

1- редуктор давления питания, 2 - реле времени; 3 - клапан; 4 - регулируемая емкость; 5 - дозатор; 6 - поплавковая камера; 7- фильтр одоранта; 8 - замерная емкость; 9 - расходная емкость, 10 - подземная емкость для хранения одоранта.

Расход одоранта принимаем в количестве 16 г на 1000 м³

Годовой расход одоранта составляет:

, (23)

где qод - годовой расход одоранта, т

Q - годовой расход одорируемого газа, млн. м³

= 2,4 т



3. Технологическая часть

В проекте используются данные сеноманской газоносной залежи Уренгойского месторождения. Основой для дипломного проектирования послужила установка комплексной подготовки газа УКПГ-13 данного месторождения. Все исходные данные, использующиеся для расчетов соответствуют реальным значениям.

В данном дипломном проекте на основании реальных показателей действующего газового месторождения спроектировано оборудование для подготовки природного газа к транспортировке по магистральным газопроводам.

В работе произведен расчет: пылеуловителелей, оборудования для осушки газа, оборудования для очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода, а так же предусмотрена установка для одоризации транспортируемого газа.

3.1 Очистка газа от механических примесей

Механические примеси и конденсат которые содержатся в природном газе способствуют преждевременному износу трубопроводов, рабочих колес нагнетателей, запорной арматуры. В результате чего существенно снижаются показатели надежности и экономичности газотранспортной системы в целом.

Для предотвращения этого негативного фактора предусматривают ввод в систему установок очистки газа от твердых и жидких примесей.

Очистку газа предусматриваем, одноступенчатою -- в пылеуловителях на промыслах. В соответствии с ОНТП-51-1-85 вторая ступень очистки газа предусматривается в фильтрах-сепараторах, установленных на компрессорных станциях.

Оборудование установки очистки газа имеет обогрев для того, что бы предотвратить замерзания жидкости.

Количество установленных аппаратов очистки газа определяется по характеристике завода-изготовителя так, чтобыв случае отключения одного из аппаратов нагрузка на оставшиеся в работе была в пределах их максимальной производительности, а при включении в работу всех аппаратов -- не вышла за установленные пределы своей минимальной производительности. В нашем проекте согласно расчетов принятое количество аппаратов равняется 3.

Для того чтобы равномерно распределить потокигаза между отдельно взятыми аппаратами в работе предусмотренозакольцовываниевходного и выходного трубопроводов каждой ступени очистки. В каждой ступени очистки предусматриваем замер потерь давления.

Для отключения аппаратов установки очистки газа от общего коллектора устанавливаем запорную арматуру (ручные краны с червячным редуктором).

САУЖ (система автоматического удаления жидкости) обеспечивает удаление скопившегося конденсата из дренажного коллектора в соответствующую емкость в автоматическом режиме, при достижении уровня жидкости в дренажном коллектореранних значений.

Остаточная запыленность газа на выходе из установки очистки не превышает значения 1 мг/м³; наличие в газе капельной влаги на выходе из установки не допустимо.

Спроектированный циклонный пылеуловитель схема которого представлена на листе 4 - это аппарат в форме цилиндра, установлен вертикально. Внутри аппарата предусмотрено установка пяти циклонов. Пылеуловитель состоит из трех технологических секций:

1 - секция распределения поступающего газа;

2 - секция очистки газа;

3 - секция сбора жидкости и механических примесей.

Очищаемый газ проходит через боковой патрубок, который присоединен к циклонам. Циклоны расположены по кругу звездообразно. Схема циклона представлена на листе 5.Отбрасывание и осаждение влаги и механических примесей происходит за счет центробежной силы. После чего отсепарированные частички автоматически удаляются из аппарата через дренажный штуцер. Поток закручивается в циклонах по типу "улиточному" типу. Эффективность очистки газа в таком случае составляет 86-97%.

Влагосодержание газа существенно влияет на качество их очистки. Из-за повышенного содержания влаги и конденсата эффективность работы циклонных пылеуловителей существенно ухудшается. Это происходит по причине осаждения липкой массы (пыли и конденсата) в проходных сечениях аппаратов.

Фильтр- сепаратор " СМР " (Франция) предназначен для удаления из потока технологического газа жидкости и механических примесей (рис. 14).

Рис 14 Фильтрах-сепаратор "СМР"

1 - фильтр сепаратор, 2 - быстродействующий затвор, 3 - отбойный козырек, 4 - фильтрующие элементы, 5 - перегородка, 6 - отделитель тумана, 7 - конденсатосборник, 8 - шаровой кран входной, 9 - шаровой кран входной, 10, 11 - клапан Ф1", 12 - регулятор уровня Ф4", 13 - показатель уровня, 14 - регулятор Ф1/4", 15 - показатель дифференциального давления.



Сепаратор состоит из двух секций: секции очистки от механических примесей и секции улавливания жидкости, разделенных глухой перегородкой; имеет два дренажных патрубки, жестко соединенных с конденсатосборника.

Конденсатосборника разделен глухой перегородкой на два отсека: для приема жидкости и механических примесей, которые затем выводятся через автоматическую систему дренажа.

Работа сепаратора осуществляется следующим образом: газ через входной патрубок (8) и отбойный козырек (3) поступает на фильтрующую секцию (4), где газ очищается от механических примесей. Затем сквозь перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих патронов газ поступает во вторую секцию.

В секции туманоотделителя (6) влага, которая существует в транспортируемой газе в виде мелкой пыли, улавливается сетчатыми пакетами, коагулируется и стекает через дренажное патрубок в конденсатосборника (7). Для обеспечения устойчивой работы в зимнее время сепаратор оборудован электрообогревом нижней части аппарата, конденсатозбирника и егоконтрольно - измерительных приборов.

В результате расчета для проектируемой установки выбран пылеуловительГП 426.00.000. Расчетное количество установленных пылеуловителей - 3 шт.

3.2 Осушка добываемого газа

Абсорбция (лат. - поглощаю) - поглощение вещества из газовой смеси жидкостями. Скорость абсорбции зависит от того, насколько концентрация газа который поглощается (паров воды), в газовой смеси превышает концентрацию этого компонента над раствором. Адсорбция улучшается с повышением давления и с понижением температуры. Абсорбция осуществляется на абсорбционных установках, основным аппаратом которых абсорбер.

Абсорбер - массообменных барботажного колонна , оборудованная тарелками с круглыми или желобчатой колпачками или S-образными элементами, обеспечивающими постоянный уровень жидкости на тарелке. Влажный газ поступает в скрубберную секцию, которая находится в нижней части колонны, где происходит отделения капельной влаги. Гликоль, движущийся навстречу потоку газа подается на верхнюю тарелку. Двигаясь вниз по тарелкам, раствор гликоля отбирает влагу из газа и, после насыщения, на регенерацию отводится снизу колонны. Осушенный газ поступает в верхнюю скрубберную секцию, где происходит отделение капель вынесенного раствора, и поступает через верх колонны в газопровод. После стадии осушки природного газа гликоли используются, пройдя процесс регенерации. Насыщенный гликоль (рис. 10) выходя из абсорбера, проходя через первый теплообменник подогревается теплом горячего поглотителя, который выходит снизу десорбера, и поступает на выветриватель, в котором из него отделяют газы, поглощенные в адсорбере. Схема адсорбера представлена на листе 7. После этого, раствор гликоля через второй теплообменник поступает для регенерации в десорбер.

Десорбер - массообменных колонна насадочного или тарелчатого типа. При диаметре колонны до 600 мм десорбер засыпают насадкой, выше 600 мм - оборудуют 14-18 - колпачковыми тарелками. Жидкость вводят в середину колоны. В нижнюю часть колонны подводят тепло выносным испарителем (рибойлером), где носитель нагревается нагревателем керосином или водяным паром. Наверх десорбера подают орошение - конденсат водяных паров, выделяющихся при регенерации растворов. Десорберы рассчитывают графически или аналитически по методу Крейсера . Выветривали обеспечивают нормальный переток жидкости из контактора через теплообменники в десорбер. Выветриватели устанавливают между первым и вторым теплообмениками. Теплообменник - устройство, в котором осуществляется теплообмен между двумя или несколькими теплоносителями. На установках небольшой производительности по газу применяют теплообменники конструкции "труба в трубе", а на установках большой производительности - кожухотрубчатые теплообменники.

В результате расчетов была подобрана установка осушки добываемого газа с в количестве 4 абсорбера с общим расходомДЭГа1437 кг/ч. Схема установки осушки газа представлена на листе 6.

3.3 Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

Этот процесс проводится совместимым очисткой этанола - меновыми компонентами, которые являются поглотителями Н2S и С02. Как компоненты применяют водные растворы моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина (ТЭА). Они являются веществами несколько тяжелее воду с температурой кипения при давлении 0,1 МПа соответственно МЭА - 455°К, ДЭА- 541°К, ТЕА - 550°К. На листе 8 представлена схема очистки газа от Н2S и С02 с помощью МЭА. Газ, который очищается, поступает в абсорбер (2). Навстречу потоку газа противотоком подается регенерированный раствор этаноламина, который поглощает с газа Н2S и С02. Продукты взаимодействия этаноламина с Н2S и С02 через теплообменник (6) поступают в испарительную колонну (9). После дополнительного нагрева пароподогревателем (8) при температуре 373°К возникает регенерация этаноламина с выделением Н2S и С02, которые поступают в холодильник (5) для охлаждения и в сепаратор (12) для распределения на газы и конденсат. Газы поступают на дальнейшую переработку для получения серы, серной кислоты. Регенерированный раствор этаноламина насосом (7) подается в абсорбер через теплообменник (6) и холодильника (5).

Этаноламиновых раствор не корродирует сталь и железо. Степень очистки достигает 99% и выше. Раствор легко восстанавливается. Расход воды и электроэнергии незначительны.

Совершенствование технологических процессов очистки природных газов от Н2S и С02 связано с разработкой ряда месторождений, содержащих примеси в виде сероводорода и меркаптанов и требуют тонкой очистки природных газов от соединений серы.

Одним из методов очистки газа от органической серы является адсорбционный процесс с использованием цеолитов марки мах, которые показали поглотительную и механическую стабильность.

На основании исследований, проведенных ВНИИГАЗ, предложено технологический процесс очистки природного газа от меркаптанов физической абсорбцией с использованием трибутилфосфата в качестве поглотителя.

Результаты исследований показали, что очистка обеспечивается до остаточного содержания меркаптановой серы в очищенном газе 50-80 мг/м³.

На опытной установке была проведена проверка методода выделение меркаптанов с конденсата обработкой щелочью. При этом была получена опытная партия одоранта, которая по своей Одоризационные характеристикой в 1,35 раза эффективнее, чем синтетический этилмеркаптан, что применяется в газовой промышленности.

Применяют методы очистки природного газа от сероводорода на основе использования нового абсорбента сернистых соединений, состоящий из смеси гликолей и их эфиров и ранее был предложен и успешно внедрен в газовой промышленности для осушения без - сернистого газа.

Этаноламиновые методы обработки газа, которые применяются в промышленности, одновременно с Н2S почти полностью изымают Н2S и С02. Неселективнисть указанных методов приводит к повышенному расходу абсорбента и снижение эффективности производства серы и кислых газов.

В настоящее время применяется процесс очистки газа от сероводорода, которому дали название "Кемсвит" это неорганическое соединением цинка.