Классификация продукции Г-овой промышленности

Классификация продукции Г-овой промышленности

1. природные и нефтяные Г-ы, используемые как топливо. Основной комп-т – метан. Г-ы содержат также и другие у/в-ы, СО₂, N₂ до нескольких % и незначительные кол-ва сернистых соединений;

2. Г-ообразные технически чистые у/в-ы и гелий, а также Г-овые смеси с заданным составом. Эти продукты используют для специальных целей;

3. жидкие смеси разных у/в-ов и технически чистые жидкие комп-ты, в том числе широкая фракция легких у/в-ов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропан-бутана, сжиженные изо – и нормальные бутаны, жидкий гелий и т.д. Эти Г-ы могут находиться в жидком состоянии при t=0^оС и опр-ном избыточном давлении.

4. продукты находящиеся в н.у. в жидком состоянии: к-т, Г-овые бензины и продукты их переработки.

5. твердые продукты: канальная сажа, технический углерод, Г-овая сера.

При исп-нии ПГ и продуктов его переработки в количестве топлива или сырья к ним предъявляются требования:

– по ограничению уровней возможных загрязнений ОС при сбросе продуктов сгорания в атмосферу;

– по качеству товарной продукции.

ПГ и продукты его переработки, направленные промышленным и бытовым потребителям, должны отвечать стандартам и техническим усл-ям их транспортировки, хранения, постановки и использования.

Требования к качеству Г, подаваемого в МГ

1. Г при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов;

2. качество Г должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в ГПр-е у/в ж-ти, водяного к-та и Г-овых гидратов;

3. товарный Г не должен вызывать осложнений у потребителя при его исп-нии.

Для того, чтобы Г отвечал указанным требованиям, необх-о определить точку росы по воде и у/в-ам, Сод-е в Г-е сернистых соединений, мех-х примесей и кислорода.

ТУ к качеству природного и попутного нефтяного Г-ов могут быть подразделены на несколько групп.

1. Технические требования на Г-ы, поступающие во внутрипромысловые коллекторы после их первичной обработки на промысле;

2. Технические требования на Г-ы, предназначенные в качестве сырья и топлива при промышленном и коммунально-бытовом потреблении;

3. Технические требования на Г-ы, подаваемые в МГ;

4. Технические требования на Г-ообразные чистые комп-ты, получаемые из ПГ;

5. Технические требования на Г-овые смеси опр-ного состава, используемые для специальных целей (стандартные смеси для хроматографии).

Технические требования на качество ПГ в настоящее время нормируются 3 стандартами.

1. ОСТ на Г-ы горючие природные, поставляемы и транспортируемые по МГ, ОСТ 51.40-93. Основные требования этого нормативного документа представлены в таблице 1.1.

2. ГОСТ 5542-87 на Г-ы природные для промышленного и коммунально-бытового назнач-я (табл.1.2).

3. Государственным стандартом 27577-87 на Г природный сжатый для Г-обаллонных автомобилей (табл.1.3)

Наличие нескольких стандартов опр-ся различными требованиями при использовании Г в промышленности, в быту и как топлива для Г-обаллонных автомобилей.

15,17. Система сбора и транспорта Г-овой продукции

Сбор продукции ГиГК скв-н – это технологический пр-с внутрипромысловго транспорта Г от скв-н или кустов скв-н до уст-к подготовки его к дальнему транспорту. Под системой сбора в общем случае понимается разветвленная сеть внутрипромысловых трубопроводов соединяющих скв-ны (кусты) с УКПГ, а также устройства обеспечивающие надежное функционирование: система распределения и ввода ингибиторов солеобразования, г/о-ия, коррозии; система периодической очистки полостей трубопроводов от жидких и твердых фаз; устьевые и путевые подогреватели; установка предварительной сеп-ии расположенная на скв-не; система КИП.

Внутрипромысловые коллекторы обычно подразделяются на шлейфа и Г-осборные коллекторы, различающиеся Æ-м. ГПр-ы малого диаметра от одиночных скв – (Æ=102, 125, 150 мм) или от кустов скв – (Æ=219, 279, 426 и 500 мм) – шлейф. Аналогичные трубопроводы от нефтяных скв-н – выкидные линии.

С куста скв-н пробуренных на один эксплуатационный объект в настоящее время строят и один общий шлейф, а если в кусте имеются скв-ны на различные эксплуатационные объекты, то рекомендуется по каждому объекту проектировать свою систему сбора. Однако в перспективе при строительстве мощных и сверхмощных (>20 скв-н) кустов разрабатывающих один эксплуатационный объект, с целью повышения надежности и гибкости технологической схемы, целесообразно проводить конструкционную проработку двухтрубных систем сбора с 2 шлейфами от куста. Наоборот для кустов среднего размера и при наличии 2 эксплуатационных объектов иногда целесообразно рассмотреть вариант однотрубных систем сбора с применением кустовых ижектирующих устройств для выравнивания Р 2 групп скв-н.

Г-овые потоки с нескольких шлейфов могут объединяться в Г-осборный коллектор – это трубопровод Æ=325, 426, 500 мм ведущий к УКПГ. Т. о., шлейфы – это ГПр-ы, начинающиеся от скв-н (кустов) и заканчивающиеся либо на входе УКПГ в месте регулирования Р и распределения Г (гребенка) или пунктом или зданием переключающей арматуры, либо врезкой в Г-осборный коллектор. Наиболее распространены следующие системы сбора: индивидуальная, групповая, централизованная и децентрализованная (рис. 1)

Основы ингибирования.

При ингибировании в систему "Г-вода" вводят трехактивный комп-т к-й изменяет усл-я термодинамического равновесия, м/у водой и Г-ом, при этом имеется опр-ная зависимость м/у концентрацией раствора ингибитора и t-рой г/о-теля. Ввод ингибиторов в воду резко уменьшает растворимость Г в воде. В настоящее время на мест-ях подачу ингибитора в шлейф и скв-ну осуществляют по индивидуальной схеме от УКПГ до каждой скв-ны прокладывают ингибиторопровод, к-й на УКПГ подключают к дозировочному насосу, она отличается большой надежностью в эксплуатации. Недостаток этой схемы – это потребность в большом числе насосов и трудоемкость обслуживания, поэтому широко применяют централизованную систему.

В качестве ингибиторов применяют: водные растворы метанола, гликоля, гликолевых эфиров, нек-х солей (NaCl, MgCl₂, BrCl, CaCl₂).

Метанол

Метиловый спирт – низший одноатомный спирт, бесцветная жидкость с характерным запахом. Молярная масса – 32,04, r=0,81г/см; m₀=0,82, m_-10=0,97, m₂₀=1,16, m_-30=1,39, m_-40=1,75. t-ра: вспышки=8^oС; самовоспламенения=464^oС. Критические пар-ры: Р=7,87 МПа, t=240^oК=513^oС. При t-ре ниже –40 ⁰С в качестве ингибитора рекомендуется применять метанол.

Гликоли

В качестве ингибитора получили распространения ДЭГ и ТЭГ. Их используют в основном в качестве сорбента влаги при осушки Г.

ЭГ Формула: С₂Н₄(ОН)₂; М=62,07, бесцветная вязкая жидкость, без запаха, трудно возгорается, хорошо растворяется в воде, спирте. Все гликоли > вязки по сравнению с метанолом. С увеличением молярной массы их вязкость возрастает. Водные растворы ЭГ можно применять до t=-35 ⁰С, при > низких t-рах ЭГ трудно перекачиваем.

ДЭГ Формула: (СН₂ОНСН₂)₂×О, бесцветная жидкость, легко смешивается с водой, низшими спиртами, ЭГ. m_р=m_о×(1+a×m), где m_р и m_о – вязкость при Р_изб и Р_атм.

ТЭГ Формула: (СН₂О СН₂ СН₂ОН)₂, прозрачная бледно-желтая с запахом. По своим св-вам аналогична ДЭГ, но менее летуч. Водные растворы ТЭГ применяют в качестве ингибитора.

СaCl₂ Хлористый кальций, доступный, дешевый. Применяют раствор с концентрацией 30–35%. Высоко эффективен для снижения t-ры г/о-ия, возможность регенерации, мол-лярная масса – 111. Безводный СаСl₂ – белые кристаллы кубической формы, сильно гигроскопические. Применение растворов СаCl₂ с концентрацией >35% не целесообразно, особенно в зимних усл-ях, т. к. при этом замерзание раствора и выпадение солей в твердый осадок. Недостаток при длительном хранении в открытых емкостях они насыщаются О₂ воздуха и становятся коррозионно-активными.

Новые ингибиторы

Высокая стоимость гликолей, токсичность метанола, ограниченность технологических возможностей применения СаСl₂, разр-а мест-й с агрессивными комп-тами, при к-й необх-о предупредить как г/о-ие так и коррозию определяют необх-ость поиска новых ингибиторов г/о-ия.

Этиленкорбитол (ЭК) Побочный продукт производства эфирных гликолей ориентировочный состав % мас.: моноэтиловый эфир ДЭГ – 51,4; ЭГ – 46,15; ДЭГ – 1,13; этилцеллозоль – 0,18; пропилен гликоль – 0,4. ЭК прозрачная или слегка темная жидкость. t_замерз=–60^оС; t_кип=201,9^оС; r_20C=0,9898 г/см³; m_20С=4,5 мПа×с. вязкость ЭК меньше чем у гликолей, но потери его при регенерации довольно высокие, т. к. упругость паров в 10 раз >, чем у ДЭГ и в 6 раз > чем у ЭГ.

Этанол сырец и метанольная фракция Технологические сорта метанола получаемые в качестве побочных продуктов получении метанола (I сорт) и на гидролизных заводах при очистке этилового спирта сырца (II сорт).

Эфироальмедегидная фракция (ЭАФ) Побочный продукт производства технического этанола и этилена, не токсичен. Состав % мас: этиловый спирт – 63%; диэтиловый эфир – 33 %; ацетальдегид – 0,7%; вода – 3,3%. Снижение равновесной t-ры г/о-ия ПГ при применении ЭАФ 5-20% концентрацией – Dt=0,47×С^1,06, С – массовая концентрация раствора ЭАФ.

5. Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора

Использование метанола в борьбе с г/о – основной способ в Г-овой промышленности. Эффективен при разложении уже сформировавшихся гидратов. Присутствующий в Г-ожидкостном потоке метанол, помимо жидкой фазы, содержится в у/в-м к-те и растворяется в Г-е. Для выработки оптимального варианта технологии применения метанола необх-о располагать данными по фазовому распределению ингибитора прежде всего в системах добычи, сбора и подготовки Г.

Алгоритм и методика расчета кол-ва метанола, необх-ого для борьбы с г/о-ем в системе скв-а–сеп-р С–01.

1. t-ра г/о:

для Г: t_г=2,2+14×lgP+(14×lgP)^0,5 (1)

для к-та: t_к=5,7+14×lgP+(14×lgP)^0,5 (2)

2. Минимально необх-ая концентрация отработанного метанола:

С₂=1,87 Dt+7 (при Dt³7 ⁰С) (3)

C₂=5×(2×Dt)^0,5 (при Dt<7 ⁰C) (4)

где С₂ – концентрация отработанного насыщенного метанола, %; Dt – разность м/у равновесной t-рой г/о и фактической t-рой Г в конце защищаемого участка t_ф, Dt=t_г–t_ф (5)

3. Отношение сод-ия метанола в Г-е к концентрации метанола в ВМС:

a=е^{5,33+0,062×t}/p^0,69 (6)

где a – коэффициент распределения метанола; t, P – t-ра и P среды защищаемого участка, соответственно ⁰С и МПа.

4. Кол-во метанола, переходящего в Г-овую фазу, кг/тыс. м³:

q_г=0,001×a×С₂ (7)

5. Растворимость метанола в к-те: С_к=0,2118×10^-3×С₂²–0,2682×10^-2×С₂+0,2547×10^-1 (8)

6. Сод-е метанола в у/в-м к-те, кг/тыс. м³:

q_к=С_к×Q_к×r_к/Q_г (9)

где Q_к – добыча к-та, м³/сут; Q_г – добыча Г, тыс^.м³/сут; r_к – средняя плотность к-та, кг/м³_.

7. Влагоcод-е Г защищаемого участка, кг/тыс. м³:

W=e^{1,487+0,0733×t–0,000226×t2}/P+e^{–3,19+0,0538×t–0,00017×t2} (10)

8. Кол-во воды, выделившейся из Г, к-е должно быть обработано метанолом:

DW=W₁–W₂ (11)

где W₁, W₂ – влагоСод-е Г в начальной и конечной точках защищаемого участка, кг/тыс. м³.

Для скв-н без водопроявления W₁, W₂ опр-ся по (10)

При водопроявлении общее кол-во воды, к-е должно быть обработано метанолом:

DW¹=DW+W_пл (12)

где W_пл – кол-во поступающей с Г пл-ой воды, кг/тыс. м³.

9. Кол-во метанола в жид-й фазе, кг/тыс. м³:

q_в=DW×C₂/(C₁–C₂) (13)

10. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для борьбы с г/ом опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м³:

G_mу=q_г+q_к+q_в (14)

11. Общая минерализация воды в скв-е с водопроявлением, %:

m_общ=W_пл×m_пл/DW₁ (15)

где m_пл – массовая для солей в пл-й воде, %.

12. Минимально необх-ая концентрация метанола с учетом минерализации пл-ой воды (в скв-е с водопроявлением), %:

С₂¹=Dt×e^(0,95–0,0005×С₂²)–m_общ×е^0,3 (17)

13. Сод-е метанола в Г-овой фазе в скв-е с водопроявлением, (при Р, t и С₂¹), кг/тыс. м³:

q_г¹=0,001×a×С₂¹ (18)

14. Растворимость метанола в у/в-м к-те с учетом общей минерализации воды, %:

С_k¹=0,2118×10^-3(С₂¹)²–0,2682×10^–2(С₂¹)+0,254710^-1

(19)

15. Сод-е метанола в к-те с учетом общей минерализации воды, кг/тыс. м³:

q_k¹=C_k¹×Q_k×r_k/(Q_г×100) (20)

16. Сод-е метанола в водном растворе с учетом общей минерализации, кг/тыс. м³:

q_в¹=С₂¹×DW¹/(C₁–C₂) (21)

17. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для предупреждения г/о в скв-е с водопроявлением с учетом общей минерализации опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м³:

G¹_my=q_г¹+q_k¹+q_в¹ (22)

18. Расход метанола, необх-ый для борьбы с г/о-ем, кг/ч:

а) для скв-ы без водопроявления:

G_m=Q_г×G_my/24 (23)

Установлено, что метанол с к-том образуют азеотропную смесь, начальная t-ра кипения к-й составляет 48 ⁰С. Поэтому в целях снижения потерь метанола с к-том, а также с Г-ом, рекомендуется поддерживать t-ру в трехфазном разделителе С–03В в пределах 42–43 ⁰С вместо 50⁰С.

Метод снижения Р

Этот метод один из Наиболее доступных методов ликвидации накопившихся гидратов, к-й проводится при отключенном с двух сторон участке. При этом давление на участке снижается до атмосферного за счет выпуска Г в атмосферу.

С уменьшением Р в системе, содержащей гидрат и нек-е кол-во свободной воды при положительных t-рах, начинается диссоциация гидрата с поглощением тепла. Энергия, необх-ая для разложения гидрата отбирается от окружающей среды и, в первую очередь, от грунтовой воды, что сопровождается понижением t-ры воды. В тот момент, когда t-ра системы достигает 0 ^оС, необх-ая энергия для диссоциации гидрата обеспечивается за счет тепла, выделяющегося при замерзании свободной воды, и воды, выделившейся из гидрата при снижении его t-ры от начальной до 0^оС.

НТС

Наиболее широко прим-ся в практике промысловой обраб-ки Г на ГКМ НТС с дросселированием Г, однако при сущ-ей практике разр-и ГКМ на истощение, P_пл и Р на входе в УКПГ, падает. Этот способ м/б применен в чистом виде в начальный период разр-и, когда P на выходе из скв-ны существенно превышает P в начале ГПр-а. Низкая т/д-я эф-ть пр-са дросселир-я делает срок эф-го исп-я таких уст-к ограниченными. В дальнейшем t-й режим пр-са сеп-и нарушается, t сеп-и начинает возрастать. Естеств-го холода, получ-го в рез-те дросселир-я Г, становится недостаточно. Подключ-е дополнит-х водяных и возд-х т/о-ков может еще на нек-е время продлить срок службы существующих уст-к сеп-ии, но проблему не решает. В этом случае в схемах НТС исполь-ся холодильные машины, турбодетандерные агрегаты, позволяющих значительно увеличить эф-ть НТС. «+» НТС: 1) обесп-ет необх-ю т. росы по влаге и к-ту, достат-ю для трансп-та Г в средних широтах. 2) исп-ся энергия Г-го потока, поэтому пр-с НТС весьма экономичен, но не удается полностью извлечь у/в-й к-т и влагу.

Абсорбционный метод

Этот метод осн-н на способности нек-рых жид-х веществ – аб-тов поглощать влагу, для этой цели прим-ся различные аб-ты, они должны иметь: 1) удовлетворительную осушающую способность в широком интервале концентраций; 2) низкие P насыщ-х паров в усл-ях эксплуатации, для ¯ потерь аб-ты; 3) t_кип настолько отличающуюся от t_кип воды, чтобы происходило их разделение от сорбируемой воды; 4) низкую вяз-ть при t_раб, обесп-ю хороший контакт с Г-м на тарелках колонны; 5) низкую взаиморастворимость с комп-ми Г.

Наиболее полно этим треб-ям отвечают ЭГ, ДЭГ, ТЭГ. Их водные р-ры не вызываю коррозию оборуд-я. «+»: 1) незначительные потери P; 2) непрерывность пр-са, простота управления, возможность полной автоматизации; 3) возм-ть разр-и компактных, легких, транспортабельных уст-к; 4) > длит-й срок службы аб-та по сравн-ю с ад-ми и меньшая стоимость; «–»: 1) точка росы >, чем при осушке ад-том; 2) возм-ть увеличения потерь аб-та в присутствии нек-х тяжелых у/в-в из-за вспениваемости р-ра; 3) засоление аб-та, что снижает его поглотит-ю способность.

На уст-ке аб-ной осушки Г аб-т после его насыщения парами воды в аб-ре регенерируется и возвращается в систему. t-ра в десорбере не должна превышать t-ры разложения аб-та. (для ДЭГ=164^оС).

Адсорбционный метод

Позволяет почти полностью извлечь из Г С₅₊ и влагу. К ад-там предъявляются треб-я:

1) большая развитая пов-ть, обеспечивающая высокую производит-ть ад-х уст-вок;2) высокая активность поглощения комп-тов; 3) легкая и экономичная регенерация; 4) сохранение ад-ых свой-в в течение экслуатац-го срока службы; 5) высокая мех-я прочность в целях предотвр-я разруш-я их и образов-я пыли; 6) дешевизна, не токсичность, некоррозионность, хим-кая инертность, достаточная r; 7) неизменность объема в циклах ад-ии и десорбции, по возможности не разруш-ся при попадании на них капельной ж-ти.

Распростр-е аб-ты: активиров-е угли, силикагели, алюмогели и цеолиты (молекул-е сита). Хар-ка ад-та обычно опред-ся рядом показателей: 1) ад-ая ём-ть сухого поглотителя; 2) режим равновесия, определяющий при заданных пар-рах P и t пр-са полноту исполь-я ад-ой емкости сухого поглотителя; 3) ск-ть пр-са или динамич-е хар-ки пр-са; 4) мех-м пр-са ад-ии с выводом ур-я мат. баланса.

Ад-ые пр-сы дел-ся на периодич-ые и непрер-го дей-я. Среди периодич-х распр-е получили уст-ки КЦА (с продолж-ю цикла 40…80 мин против 4..8 часов в обычных уст-х). Чем < время цикла, тем > производит-ть уст-ки.

Сокращение времени цикла огр-ся сравнит-но медленной десорбцией бензиновых у/в-в.

«+»: 1) достиг-ся высокая степень очистки и осушки Г; 2) полн-ю отсут-ет необх-ть в потреблении воды и пара; 3) потребление эл. энергии минимально; 4) уст-ки компактные и легко монтируемые, при необх-ти можно перемещать на другие мест-я. «–»: 1) отн-но высокие кап. затраты на уст-ку, в 2..3 раза больше, чем при осушке жид-ми сорбентами; 2) необх-ть частой смены ад-та; 3) более высокий DР, чем в гликолевых уст-ках; 4) зав-ть производит-ти уст-вок от Р_раб; 5) изм-е т. росы подготавливаемого Г во времени по мере насыщения ад-та влагой.

Комбинированный способ

Этот способ разделения Г м/б осуществлен на основе сочет-я сорбционных методов с предварит-м охл-ем Г и сорбента. Предв-е охл-е Г при прим-нии сорбционных методов обр-ки целесообразно осущ-ть с помощью дросселир-я без совершения внешней работы или с соверш-ем внеш-й работы с пом-ю турбодетандеров.

Выбор метода: 1) на ГМ, можно прим-ть ад-ю (исп-ся при необходимости т. росы по воде < –25°С) или аб-ю; 2) для ГКМ, продукция к-х сод-т у/в-е к-ты < 100 см³/м³, прим-ся НТС с эж-цией 70..85% гликоля или с предварит-й осушкой Г; 3) для ­ извл-я к-та из Г в период падающей добычи, а след-но, снижение т. росы по у/в-м, треб-ся ввод посторонних источников холода или прим-е аб-ии в потоке с исп-ем у/в-о сорбента; 4) для ГКМ при сод-е у/в-о к-та > 100 см³/м³ целесообразно применять НТ аб-ию с исп-ем у/в-о конд-та в кач-ве сорбента. Осушка Г осущ-ся либо путем впрыска гликоля в поток, либо на сорбционных уст-ках; 5) на Г и ГКМ, в газе к-рых содерж-ся сереводород, м-ды промысловой подгот-ки отличаются от вышеприведенных тем, что Г предварит-но очищается от H₂S.

Выбор режима работы УОГ.

Экспл. показатели установок осушки газа зависят от первичных и вторичных факторов. Первичные факторы - Р,Т, состав газа на входе в УКПГ, концентрация осушителя в регенерированном растворе. Эти факторы определяют влагосодержание газа до и после абсорбера. Вторичные факторы УОГ- это степень насыщения абсорбента, эфф-ть работы оборудования, наличие в газе загр. примесей.

Влияние давления. Давление яв-ся основным фактором определяющим металлоемкость абсорбера, удельный расход осушителя, расход энергии на работу циркуляционного насоса и т.д. как правило установки абсорб. осушки газа проектируют на давление 7,4 МПа Со временем из-за снижения давления газа перед УКПГ возникает необходимость ввода ДКС с тем, чтобы обеспечить нормальный гидравл. режим в аппаратах УКПГ и м.т.п. В этих условиях вопрос о влиянии давления на процесс осушки газа превращается в вопрос о взаимоувязке показателей работы ДКС и установок осушки газа. При этом большое значение имеет выбор места расположения ДКС относительно технологических установок, до или после них.

При проектировании ДКС на ряду с пропускной способностью УКПГ учитывается также влияние Р на точку росы газа по воде, показатели блока регенерации, а также эколог. показатели установки. В общем виде влияние давления на показатели установки осушки газа представлены в табл.1.

Показатели получены при след. исход. данных: расход газа-10 млн.м³/сут, массовая конц. ДЭГ-99%,96,3%, Т контакта-26⁰С,ТТР-20⁰С. Со снижение давления увеличивается равновесная влагоемкость газа ввиду этого возрастает и кол-во влаги извлеченной из газа в аб-ре. Согласно приведенным данным проведения осушки при высоких давл. обеспечивает при прочих равных условиях снижение затрат на обработку газа, т.к уменьшаются затраты энергии на регенрацию насыщ. раст-ра и подачу раст-ра гликоля в аб-бер. При одинаковых концентрированного гликоля в рег.и насыщ. р-рах уд. расход ДЭГ нах-ся в практически мин. зависимости от кол-ва влаги извлек. из газа. Одновременно с ростом уд.расхода ДЭГа увеличивается также тепловая нагрузка испарителя и возд. хол-ка.

Со сниж. Р тр-ся более глубокая осушка газа с тем чтобы фактическая точка росы газа соотв. точке росы газа при зад. давлении. При сохр. объема добычи газа со сниж.давл. процесса повышается лин. скорость газа в аппаратах, что оказывает отрицат. влияние на работу УКПГ. в частности увеличивается капельный унос жидкости из входных сепараторов. Как правило капел. жидкость содер. минер.соли и мех.примеси. Эти вещества поглощаются раствором гликоля и накапливаются в нем снижая надежность эксплут. установок.

Следует отметить что расположение ДКС перед уст. абс. осушки газа позволяет поддерживать в абс. пост.Р и ввести процесс осушки газа в оптим. гидрорежиме в абсорбере и при низких уд.расходах осушителя, однако разпол. ДКС перед УОГ имеет и ряд негативных влиятелей на показание УКПГ. Отметим следующее:

1)в летние месяцы повышается Темпер. контакта пр-сса осушки, т.к. практически невозможно с примен. АВО газ охладить до темп-ры газа перед УКПГ. В виду этого потреб-ся использование более концентрированного р-ра гликоля для получения заданной Т.Р.Г (рис.1)

Кроме того при высоких темпер-рах контакта увелич. потери ДЭГа как в паравой фазе так и в виде отд-х капель

2)при работе входных сеп. с низкой эффект-тью вместе с кап. жидкостью на комп. агрегата попадает мех.примеси и мин.соли, отлагаясь на лопатках они сокращают межремонтный цикл агрегата

3)при размещениии всех ступенейДКС перед УКПГ с каждой установкой газ будет отводиться при давлении МТП. На каждой УКПГ требуется соот. капит.вложения для обес-ния работы системы. Во избежании этого в ряде случаев применяется схема согл. которой часть на дожатия газа устанавливается пред УГПК, а другая часть размещ. перед МТП. Осушенные потоки со всех УКПГ подаются на ед.площадку, здесь смесь дожимается до треб. давления и подается в МТП. Такое решение реализовано на месторож. Медвежье

Следует отметить что размещение ступени сжатия газа до и после установок осушки при сохранении проектных значений добычи газа или ее незначительное сокращ. потребует рекост. аб. иливвода новых технолог.ниток с тем чтобы обеспечить их нормальн. гидровл. режим. Поскольку величина уноса поглатителя влаги с обрабат.газом обратнопропорц. давлению с повыш.давления уменьш. равновесные потреи ингибиторов с обрабат газом.

Одновременно снижаются потери в кабельном виде. Унос гликоля в ГП может оказ. отриц. влиян. на его показатели. Это связано в первую очередь с возм.накоп.гликоля на отдельных участках МТП, что может повыс. перепад давл. в нем, кроме того уносимый гликоль теряется. что увеличивает эксплут. затраты.

Выбор температуры

тем-ра проц. осушки один из основных факторов опред.-х техноко-экон. показ. процесса аб. о.г. Чем ниже Т. газа при прочих равных условиях, тем меньше его влагоемкость, следовательно для извлечения влаги из газа потреб-ся меньш. уд. расход аб. это в свою очередь оказыв-ет сущ-ое влияние на метало и эноерго емкость блока регенер.-х УОГ Однако допуст. Т контакт огранич. вязкостью рас-ра получается при осушке газа рас-ром вязкостью не более 80-90 МПа*с. При увел. вязкости рас=ра выше этих значений сниж. интенсив процесса масса обмена между газом и осушителем затруд. достижения между ними равновесия. С учетом этого получена граф. завис-ть м/у Т. контакта и концентр. р-ра ДЭГ и ТЭГ (рис.2)

При выборе Т. контакта и концентр. р-ра необх. учитывать, что за счет поглащения аоды и метанола из газовой фазы происходит снижение вязкости р-ра. Верхнее значение Т. контакта прак-ки не огранич-ся, однако необх. иметь ввиду, что чем выше Т. газа. тем больше расход осушителя. При этом из-за большого кол-ва влаги извл. из газа в аб –ре резко увел-ся расход энергии в блоке регенер.Поэтому при повыш. Т. газа на входе в аб. выше 40 С рек-ся газ охлаждать это особенно важно когда осушку ведут при низких Р.

Т. абсорбента на входе в колону не должна превыш. Т. газа больше на 6-8С т.к. это приводит к увеличению его потерь. Если Т. гликоля ниже Т. газа, то происходит охлаждение газа и конденсация части тяжелых У/В что в свою очередь может привести к вспениванию аб. и как следствие захлебыванию тарелок и увелич. перепада Р. в колоне, Если же осушаемый газ имеет низкую Т можно установить теплообенник газ-гликоль для охлаждения регенер. р-ра гликоля. В отличие от Р. зависимость м/у Т газа и его влагосодер. прямая, чем ниже Т тем меньше равномесная влагоемкость газа. По этой причине влияние Т на показатели установок о.г. аналогично влиянию Р только в обрат. завис-ти, чем ниже Т проц-са, тем меньше концент.гликоля.

От значения Т зависит также равновесные потери гликолей с осуш. газом. Со снижением Т уменьш. кол-во влаги извлекаем-го из газа при его осушке. Соответ. сниж. и уд. расход осушителя. Это в свою очередь приводит к уменьшению общего объема растворенного в р-ре гликоля. Благодаря этому улучшается экол. хар-ка объекта т.к. уменьш. объем газов отводимых из выветривателей

Следует отметить. что потреи гликоля сниж. также за счет кар. уноса предпосылкой этого служит воз-ть более высокой степени коагуляции мелко дисперсных капель гликоля со сниж. Т. в сис-ме и облягчения условий их отделения от газа. Снижение Т контакта приводит также к сокращ. затрат тепла на работу блока регененер. В целом влияние Т. контакта аналогично влиянию Р на показатели установки о.г. Выбор каачества и кол-ва абсорбента

 

 

Кратность циркуляции ДЭГа

Глубина осушки газа в абс-ре зависит от условий контакта, конц. РДЭГа и и кратности циркуляции абс-та.

Чем выше Р и ниже Тконтакта в абс-ре тем ниже в.с. осушаемого газа, однако Р и Т контакта в пром.условиях параметры обычно не регулируемые, поэтому играют пассивную роль.

Повышение конц.РДЭГа и увеличение подачи его в абс-р т.е. увеличение краности циркуляции, ведет к увеличению глубины осушки газа. Поскольку конц. ДЭГа зависит от технолог. режима и возм-тей уст-ки реген-ции, то экономическое соображение кратности циркуляции ДЭГа должна ус-ся не выше, той которая обеспечивает заданную глубину осушки газа. Для расчета требуемой кратности циркуляции необходимо выполнить тех-кий расчет абс-ра. Для операт. расчетов построены номограммы рис3.

за основу принят тарельчатый абс-р оснащ-нный 15-ю колпачковыми тарелками. Опыт эксплуатации таких абс-ров показывает, что КПД тарелок нах-ся в пределах 0,15-0,25, поэтому в номограмме КПД=0,2, а раб. давл.контакта7,5МПа, унос влаги из сепаратора 30г/тыс.м³.Опыт экспл.сев.газовых мес-ний показывает, что ас-р нового типа МФА с 5-ю ступенями контакта имеют близкие технолог. хар-ки.Поэтому представленная номограмма применима для оценочных расчетов всех типов абс-ров. С помощью нее можно выполнить расчеты требуемой крат-ти цирк-ции ДЭГа, конц. ДЭГа,В.С.,точку росы газа.

Обработка ДЭГа в абсорберах

Отраб. в ад-ре ДЭГ яв-ся сырьем для уст-ки регенерации, поэтому его концентрация оказ-ет существенное влияние на технолог.режим и эф-ть рабоы этого блока. Расчет конц. отработ.ДЭГа вып-ся по ур-ю мат.баланса:

g_н-конц.отраб.ДЭГа,%

g_к-конц-я РДЭГа,

W_н-в.с.сырого газа сепаратора,г/м³

W_к-в.с.осуш.газа

L/Q-кратность циркуляции

W_н-опред-ся по намограмме, как функция Т и Р в сепараторе. После чего к найденной равнов.вл-ти прибавляется унос из сепаратора:

W_н=W+U/100

W_k-раститывается по тем же ур-ям или по номограмме как ф-я точки росы газа при зад-ных Р и Т.

Концентрация РДЭГа

Конц РДЭГа при испр.сост. испарителя и в отсутствии в аб-ре других лет продуктов опред-ся Р –нием в испарителе и Т-рой испарителя

(5)

Для оред-ния масс.конц.РДЭГа можно восп. ур-нием:

(6)

Решая ур-ние (1-6) можно опред-ть конц РДЭГа при известных параметрах работы испарителя. Для оператив расчетов на рис.4 представлена номограмма.

точность номограммы в диапазоне 40...200% не хуже (+/-)10%. Причем наиб погрешности вероятны для области низких давлений менее 10КПа. выше погрешности не ревышает (+/-)5%. номограмма позволяет определить концентрацию РДЭГа при известн. параметрах работы испарителя, а также подобрать технологический режим работы испарителя, необходимый для обеспечения концентрации регенир. абс-та.

В р-ре могут быть примеси других влияющих на работу в-ств: конденсат, соли. Поэтому ур-ние и номограмма рекомендуются для оценочных расчетов.

Кратность циркуляции ДЭГа

Глубина осушки газа в абс-ре зависит от условий контакта, конц. РДЭГа и и кратности циркуляции абс-та. Чем выше Р и ниже Тконтакта в абс-ре тем ниже в.с. осушаемого газа, однако Р и Т контакта в пром.условиях параметры обычно не регулируемые, поэтому играют пассивную роль.

Повышение конц.РДЭГа и увеличение подачи его в абс-р т.е. увеличение краности циркуляции, ведет к увеличению глубины осушки газа. Поскольку конц. ДЭГа зависит от технолог. режима и возм-тей уст-ки реген-ции, то экономическое соображение кратности циркуляции ДЭГа должна ус-ся не выше, той которая обеспечивает заданную глубину осушки газа. Для расчета требуемой кратности циркуляции необходимо выполнить тех-кий расчет абс-ра. Для операт. расчетов построены номограммы рис3.

за основу принят тарельчатый абс-р оснащ-нный 15-ю колпачковыми тарелками. Опыт эксплуатации таких абс-ров показывает, что КПД тарелок нах-ся в пределах 0,15-0,25, поэтому в номограмме КПД=0,2, а раб. давл.контакта7,5МПа, унос влаги из сепаратора 30г/тыс.м³.Опыт экспл.сев.газовых мес-ний показывает, что ас-р нового типа МФА с 5-ю ступенями контакта имеют близкие технолог. хар-ки.Поэтому представленная номограмма применима для оценочных расчетов всех типов абс-ров. С помощью нее можно выполнить расчеты требуемой крат-ти цирк-ции ДЭГа, конц. ДЭГа,В.С.,точку росы газа.

 

 

21. Расчет процесса дросселирования ПГ Для т/д-кого расчета пр-са НТС и определения потребного кол-ва ингибитора, следующему предотвращению г/о в промысловых сеп-ных устройствах и регулирующих клапанах на ГРС, необходимо знать t-ру газа после дросселирования. Эту температуру можно определить по известным начальному P₁, t₁ и конечному давлению P₂, зная интегральный или среднедиф-ный эффект Джоуля-Томсона. Осн-м признаком процесса дросселирования явл-ся ровный по теплосодержанию или энтальпии газа до и после дросселирования, независимо от величины изменения Р. Т.е. i₁=i₂ – энтальпия Поскольку различия скоростей течения газа до и после дросселирования, а также наличие некоторой реальной теплопередачи может вызвать изменение теплосодержания. Если изменение скорости незначительно, либо равно 0, а величина реальной теплопередачи невелика и ею можно пренебречь, то можно принять ¶i=0.

Когда, при дросселировании газа давление уменьшают на значительную величину, то эффект Джоуля-Томсона называют интегральным. Дифференциальный эффект Джоуля-Томсона это изменение температуры, происходящее от бесконечно малого изменения давления m_i=(¶T/¶P)_i=const (1)

m_i – дифференциальный эффект Джоуля-Томсона

в промысловой практике в основном всегда имеет конечный перепад давления газа, поэтому диф. Эффектом обычно считается некоторый конечный перепад давления газа и (Dp=0,1 МПа). Свяжем (1) с 3-м параметром состояния – объемом. Для этого воспользуемся третьим законом т/д-ки: dQ=di–V×dP (2) Q – кол-во тепла; V – объем системы; Если процесс протекает при постоянном давлении, то изменение кол-ва тепла системы будет равно изменению ее теплосодержанию:

dQ=di–C_pdT (3)

Отсюда C_p=(¶i/¶T)_p (4) C_p – теплоемкость газа при постоянном давлении. Изотермическое влияние давления на энтальпию:

(¶i/¶P)_T=V–T(¶V/¶T)_P (5)

энтальпию любого процесса можно выразить в зависимости от параметров Р и Т:

di=(¶i/¶P)_Т×dP+(¶i/¶T)_P×dT (6)

Подставив (6) в (4) и (5):

di=C_p×dT+[V–T(¶U/¶T)_P]×dP (7)

Для рассматриваемого процесса процесса дросселирования, когда d_i=0 из (7) получим: m_i=(dP/¶P)=(T×(dV/dT)_P–V)/C_P (8)

Этим выражением определяется дифференциальным эффектом Дж.-Томп. Через абсолютные параметры состояния газа. Дифференциальный эффект можно вычислить теоретически из уравнения состояния Ван-дер-Ваальса, Битта, Бертло и др. Из уравнения Бертло справедливо для запретной области теиператур и при умеренных давлениях (до 10 Мпа) можно получить формулу диф. дроссель эффекта в виде:

m_i=9×A×R×T_к×[1–8×(Т_к/Т₁)²]/(128×Р_к×С_р) (9)

где T_к, Р_к – критическая температура и давление газа. Т₁ – начальная тем-ра газа. С_Р – молярная теплоемкость газа при постоянном давлении. Преобразуя (8) к виду удобному для вычисления диф. дроссель эффекта, выразив его через остаточный объем и предение параметрах газа обобщенных функциях. Т.к. остаточный объем есть разность м/у объемами ид. И реального газов, то:

а=R×T/P–V (10)

Продифференцируем 10 по Т при Р=соnst.

И результат дифференцирования подставив в уравнение (8), после преобразований для коэффициента Джоуля-Томпсона

m_i=[a–T×(¶a/¶T)_P]/C_P (11)

выражая (11) через приведенные параметры газа t, p, и a получим, что

m_i=a_к×[a_пр–t×(¶a_пр/¶t)_p]/С_Р (12)

где С_Р=С_Р^о+DС_P (13)

С_Р^о – молярная теплоемкость идеального газа при атмосферном давлении; DС_Р – изотермическая поправка теплоемкости на давление. Остаточный критический объем:

a_к=Р×Т_к/Р_к–V_к (14)

p=Р/Р_к (15), t=Т/Т_к (16)

a_пр=a/a_пр (17)

Соответсвенно при Р, Т и остат. объемы.

Расчеты показывают, что величина Р_кр×a_пр/Т_кр для у/в-ых газов колеблется в пределах 1,41…1,47 и в среднем можно принять

Р_к×a_к/Т_к=1,44 (18)