Порядок выполнения расчета. Пропускная способность жалюзийного сепаратора определяется величиной, характеризующей критической скоростью набегания газа на жалюзи

Пропускная способность жалюзийного сепаратора определяется величиной, характеризующей критической скоростью набегания газа на жалюзи, при которой происходит срыв жидкостной пленки. Определяем по формуле:

, м\с

где d - поверхностное натяжение на границе раздела газа и жидкости, Н\м;

А – параметр, величина которого зависит от типа применяемой насадки. Для насадки из проволочной сетки А=0,65.

Контрольные вопросы

1. Каким образом рассчитывается сепаратор гравитационного типа?
2. К чему сводится технологический расчет насадочных сепараторов?

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО <ОГ11^

- И НЕФТЯНОГО ГАЗОВ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ

о ' _...:.. •

При контакте газа, имеющего высокое давление, с водным конденсатом образуются гидраты, которые, отлагаясь на стенках газопровода, умень­шают его пропускную способность, а в некоторых случаях иногда приво­дят к полному прекращению подачи газа. Для борьбы с гидратами эти га-., зы осушают от паров воды.

ГИДРАТЫ И БОРЬБА С НИМИ

Предельное содержание водяных паров при данной температуре назы_ вается точкой росы.Если содержание водяных паров превышает этот пре­дел, то начинаеися их конденсация, т.е. переход в жидкое состояние.;,

Различают абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолют­ной влажностью понимают массовое количество водяных паров, содержа­щихся в 1 мз газа при нормальных условиях, выражается в г\ мз или в кг на 1000 мз газа. Под относительной влажностью понимается отношение фактически содержащегося в газе водяного пара к максимально возмож­ному при данных температуре и давлении. Влажный газ называется насы­щенным, когда он содержит максимально возможное количество водяного пара.

Углеводародный и водный конденсат в пониженных местах газопровода образуют жидкостные пробки, кроме того могут образовывать гидраты.

Гидраты по внешнему виду похожи на рыхлый снег, подставляют собой физико- химическое соединение воды с углеводородными и неуглеводо- -родными газами. Гидраты углеводородных газов СН4-6Н2О неуглеводо­родных: Н25-6Н2О.

Гидраты природных газов- смешанные гидраты. Наличие в газе Н23 и СО2 понижает равновесное давление гидратообразования.

Условия образования смешанных гидратов зависят от состава газа. Чем выше плотность газа, тем выше, как правило, температура гидратообразо­вания. Если снизить содержание паров воды в газе до такого значения.что парциальное давление водяного пара станет меньше упругости паров гид­рата, то последний не сможет образоваться.

Вероятность образования гидратов увеличивается с повышением дав­ления и снижением температуры газа. Гидраты могут образоваться на всем пути движения газа. Они способны образовываться при температу­рах значительно выше нуля (до +22 С).

Борьба с гидрообразованием проводится как по линии предупреждения образования, так и в направлении ликвидации уже образовавшихся гидра­тов.

Гидраты можно ликвидировать следующими способами: 1) Отключить участок газопровода, где образовались гидраты, и через

продувочные свечи выпустить газ в атмосферу.недостаток медленное разложение гидратной пробки, нельзя рекомендовать при отрицательных температурах.

2) Подогрев газа педотвращает образование гидратов, но он может быть эффективен только в пределах промысла, так как гах быстро охлаждает­ся, целесообразно шлейфы теплоизолировать.

3) Введение ПАВ, образующих на кристаллах гидратов пленки, предот­вращает прилипание их к стенкам труб.

4) Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации уже образовавшихся гидратов является подача в газороводы различных инги­биторов гидратообразования: метиловый спирт(метанол- СНЗОН), глико-ли (диэтиленгликоль ДЭГ).

При выборе ингибитора гидратообразования определяющими критерия­ми являются стоимость, способность понижать равновесную температуру гидратообразования, растворимость в воде и температура замерзания водных растворов, вязкость и поверхностное натяжение, летучесть паров, возможность регенерации, взаиморастворимость с газом и углеводород­ным конденсатом, токсичность.

ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА ВСЛЕДСТВИЕ ДРОССЕЛЬ-ЭФФЕКТА

Большинство месторождений природного газа имеет высокие пласто- ч вые давления, до 60 МПа.Высокое начальное давление используется для получения холода и выделения вследствие этого водяного и углеводород­ного конденсата из газа.

Холод при высоких давлениях получают на установках низкотемпера­турной сепарации (НТС). В установках НТО отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижение давления) газа вы­сокого давления.

Установка НТС работает следующим образом. Газ под высоким давле­нием по шлейфам 1 поступает или в замерный сепаратор 2, или в сепара­тор первой ступени 4, в которых освобождается от сконденсировавшейся по пути воды. На выходе из замерного сепаратора 2 количество газа изме­ряется диафрагмой 3, а уловленная вода сбрасывается в канализацию. -Газ из первой ступени сепаратора 4 направляется в теплообменник 5, а вода также сбрасывается в канализацию. В теплообменнике 5 горячий газ охлаждается холодным газом, поступающим из низкотемпературного се­паратора 9 по теплоизолированному газапроводу 6. Предварительно ох­лажденный газ высокого давления затем проходит в сепаратор 7, где из него отделяется углеводородный конденсат, направляемый в раздели­тельную емкость 12. Для предотвращения образования гидратов в тепло­обменнике 5 в поток газа поршневым дозировочным насосом 14 нагнета­ется ДЭГ. Предварительно охлажденный газ высокого давления после се­паратора 7 поступает в регулируемый штуцер &, и давление газа снижает­ся до давления максимальной конденсации, в результате чего резко пони­жается его температура. Осушенный газ поступает в газопровод 10.

Рис. Технологическая схема НТС на газосборном пункте

ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА ЗА СЧЕТ ХОЛОДА, ПОЛУЧАЕМОГО В ДЕТАНДЕРАХ

Бывают винтовые и турбинные детандеры.

Работает НТО с применением детандеров следующим образом. Газ из скважин с давлением 6-12 Мпа по шлейфам 1 подается в пряточный сепа­ратор 2 для замера расхода газа диафрагменной шайбой 3 или поступает в сепаратор первой ступени 4. Из сепаратора 4 теплый газ направляется в теплообменник 5, в котором предварительно охлаждается холодным га­зом, подаваемым по линии 12 из низкотемпературного сепаратора 9. Охлажденный газ вместе с выпавшим в теплообменнике конденсатом 5 направляется в сепаратор второй ступени 6, где происходит их разделе­ние. Из сепаратора 6 газ поступает в детандер 7 и как рабочий агент вра­щает турбину, в результате чего температура этого газа резко падает.

Низкотемпературный газ из детандера 7 направляется в сепаратор 9,в котором из охлажденного газа выделяется большое количество углеводо­родного конденсата.

Рис.Осушка природного газа и выделение конденсата за счет холода,получаемого в детандерах.

Конденсат собирается в конденсатосборнике 10. Охлажденный газ из сепаратора 9 по газопроводу 12 направляется в межтрубное пространство теплообменника 5, после которого поступает на винты компрессора 8, там давление газа повышается на 30%, и этот газ, осушенный и освобожден­ный от конденсата, направляется на дожимную или головную компрессор­ную станцию (КС). Для борьбы с гидратообразованием в трубы теплооб­менника 5, сепаратор 6, а также детандер 7 подается по линии 13 в си­стему раствор ДЭГ, который, проходя по линии 16 через промежуточную емкость 14, регенерируется (освобождается от воды) на установке 17,куда по линии 18 подается топливный газ.

я о;

АБСОРБЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ щ д?

УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

.-.......'- _....,. "1 '.

-' Для извлечения N28 и СО2 из природного и нефтяного газов использу­ют свыше 20 различных абсорбционных методов. В качестве абсорбентов для поглащения из газа N28 и СО2 наибольшее распространение получи­ли водные растворы этаноламинов: моноэтаноламина МЭА, диэтанола-мина ДЭА.

Наиболее широко применяется МЭА, благодаря его повышенной по­глотительной способности и доступности. Недостаток - самая высокая упругость пара, а следовательно, значительными потерями его при реге­нерации.

Растворы МЭА склонны к вспениванию.

Сырой газ, поступающий на очитку проходит сначала сепаратор 1, а затем напаравляется в нижнюю часть абсорбера 2. Верхняя часть абсор­бера 2 на тарелки 3 подается насосом 13 охлажденный в теплообменнике 6 и холодильнике 5 регенерированный раствор МЭА. Раствор МЭА и газ, движется через тарелки абсорбера на встречу друг другу. Очисченный от Н28 и СО2 газ проходит отбойную насадку (жалюзи) 4 и направляется в компрессорную для подачи в магистральный газопровод. Насыщенный га­зами Н28 и СЮ2 раствор МЭА из нижней части абсорбера 2 забира^ гея насосом Ш и прогоняется через теплообменник 6, в котором предвари­тельно нагревается горячим регенерированным раствором МЭА, пода­ваемым насосем 8 из десорбера 10. После теплообменника 6 раствор МЭА поступает в пароперегреватель (рибойлер) 7, из которого с темпера­турой около 125 С разливается на тарелки десорберз.

Рис. Принципиальная технологическая схема установки очистки газа от НаЗ и СОа растворами МЭА,

Избыток воды и растворенный сероводород и угле кислый газ быстро испаряются и выходят через верх десорбера в холодильник 9. Здесь пары моноэтаноламина конденсируются и поступают в сепаратор 11, а газы №3 и СО2 поступают в специальные установки для получения из сероводоро­да элементарной серы. Сконденсированный моноэтаномиламин из сепа­ратора 11 забирается насосом 13 и вновь нагнетается в верхнюю часть десорбера 8, что предотвращает его потери. о

Регенерированный моноэтаноламин из нижней части десорбера заби­рается насосом 14 и через теплообменник 6 и холодильник 5 вновь по­дается на тарелки 3 абсорбера 2. ^

ОСУШКА"и"ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА из ПРИРОДНОГО ГАЗА

....... НА АДСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ

,», * < С;,' • л*»-••

,я Осушку и выделение конденсата из природного газа можно осу­ществлять на адсорбционных установках, т.е. установках, в которы пары воды и тяжелые углеводороды поглощаются твердыми сорбентами при обычных температурах газа /15-40 °С/. Отделение паров воды и выделение конденсата из газа могут быть настолько полными,.что в газопроводах не будут образовываться ни гидратные, ни конденс'ат-ные пробки даже при отрицательных температурах /-50 °^Д

К наиболее эффективным твердым сорбентам относятся селикаге активированный уголь, цеолиты. Адсорбент, поглощая вначале высо­кокипящие углеводороды С^+высшие, а затем низкокипящие Сд. С^.'н сыщается, и может наступить такой момент, когда указанные углево дороды не будут поглощаться, не задерживаясь в нем. Этот момент^ фиксируется автоматическими анализаторами и колонна своевременно переключается на десорбцию, т.е. регенерацию - извлечение углево дородного конденсата из сорбента данной колонны. ^

За последнее время получили широкое распространение коротко цикловые адсорбционные установки КЦА для извлечения из газа бенэ нового конденсата и пропан-бутанов. Длительность циклов /поглоще ние - десорбция/ таких установок доводится иногда до 20-30 минут вместо 8-12 часов обычных установок. „,.,.,.....,

ОДОРИЗАЦИЯ- ГАЗА

' - _ - Т'-1.-..''""• ' • и * •-' - -. •'' -.' ••• '•••- ' ' •''• • '

Негерметичность системы сбора газа на промыслах и магистра­льных газопроводах определяется с помощью специальных добавок к газу, называемых одорантами. При добавлении к газу одоранта газ приобретает сильный специфический запах, по которому определяет­ся место утечки.,,,_../-•,...,.-...:.... >......._,.-,„.•*-. г

В качестве одоранта чаще всего применяют этилмеркаптан - бес­цветную прозрачную жидкость, представляющую собой соединения се­ры. Рекомендуемая норма расхода зтилмеркаптана - 1 6 г на 1000 м газа. Для ввода одоранта в газопровод применяют специальные'ав­томатические устройства', работающие в зависимости от расхода га­за. Одоризированный газ, проходя по трубам значительные расстоя­ния, приходит к потребителям с начальной степенью одоризации.

ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА ЛРИ ПРИМЕНЕНИИ

ХОЛОДА, ПОЛ/ЧАЕМОГО з холодалыш МАШИНАХ

Холодильные машины на газоконденоатных месторождениях приме­няются в тех случаях, когда дроссель-эффект не может обеспечить необходимой точки росы газа. Осушку и выделение конденсата из га­за с применением искусственного холода можно осуществлять как на компрессионных, так и на абсорбционных установках. На отечествен­ных месторождениях применяются пока только компрессионные холодиль­ные машины. Лропановая холодильная установка работает по схеме двух ступенчатого сжатия паров пропана.

КОМПРЕССОРНАЯ ОБРАБОТКА НЕФТЯНОГО ГАЗА

Нефтяной газ с первой ступени сепарации 0,6 МПа под собствен­ным давлением подается на ШЗ для выделения из него широкой фрак­ции углеводородов. Для утилизации нефтяного газа, получаемого со второй и третьей ступени сепарации, требуются компрессорные станции с двумя или тремя ступенями сжатия или эжекторная установка.

Нефтяной газ по линии 1, идущей от второй и третьей ступеней сепарации, направляется на прием первой ступени компрессора. Пос­ле сжатия газ проходит сначала маслоотделитель 2, затем холодильник 7 и направляется в сепаратор 10, где отделяется от выпавшего в хо­лодильнике 7 углеводородного конденсата. Из сепаратора 10 газ пос­тупает на вторую ступень компрессора, и порядок движения его повто­ряется.

При сжатии газа в ступенях компрессора он нагревается, а при охлаждении его в холодильнике - выпадает конденсат, который затем по линиям 1, П и Ш направляется сначала в общий конденсатосборник, а из него забирается насосом и транспортируется на ШЗ.

С помощью этого метода невозможно полностью извлечь широкие фракции углеводородов, поэтому предварительно "обезжиренный" газ с этой установки направляется на маслоабсорбционную установку.

КОМПРЕССОРА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ОБОРА И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ГАЗА

На газовых и газоконденсатных месторождениях применяются цент­робежные газоперекачивающие агрегаты ГПА больших мощностей 4000-26 000 кВт, с большими подачами 13-53 млн. м /сут и большими числа­ми оборотов 2600-20400 мин. Центробежные ГПА выпускаются двух типов: с газотурбинным приводом, работающие за счет сжигания газа в специальной камере, и с приводом от электродвигателей разных ма­рок и мощностей.

На подземных хранилищах газа в основном применяются поршневые компрессоры 10ГКМ или 10ГКН, рассчитанные на небольшую подачу 0,17-0,59 м /сут, но сравнительно высокие давления на выкиде 0,6-12,5 МП,

Когда давление на устьях добывающих скважин становится ниже 5,5 МПа на газовых и газоконденсатных месторождениях применяют до-жимные компрессорные станции ДКС.

При газовом режиме эксплуатации залежи, давление в ней и в ка­ждой точке на пути движения газа до ДКС уменьшается. Однако давле­ние в начале магистрального газопровода, идущего от месторождения, должно быть постоянным. Таким образом, в период компрессорной эк­сплуатации при постоянном отборе газа из залежи давление на приеме ДКС будет уменьшаться, а степень сжатия газа будет непрерывно уве­личиваться. Поэтому при постоянном отборе газа в этих условиях бу­дет увеличиваться как число ступеней сжатия газа, т.е. число ком-рессоров, работающих последовательно, так и число компрессоров, ра­ботающих параллельно в одной ступени, В конце периода компрессорной эксплуатации залежи с постоянным темпом отбора газа общее число компрессоров может быть значительным. г

Дата добавления: 2014-01-04