Файл: подготовка газа к транспорту. Выбор оборудования подготовки газа к транспорту.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 171
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.ПРИРОДНЫЙ ГАЗ. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА
2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ДОБЫВАЕМОГО ГАЗА.
2.1 Абсорбционная очистка газов
2.3 Расчет основных размеров абсорберов
2.4 Очистка газа от механических примесей
3. МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
3.1 Анализ эффективности осушки газа
3.2 Расчет абсорбера, оснащенного регулярной насадкой ДОАО ЦКБН
Таблица 3.4 – Исходный данные для расчета
Влагосодержание газа, подаваемого на осушку:
WH
=WC + V = 2,34 + 0,02 = 2,36 г/м3
где Wc – равновесное влагосодержание при условии сепарации, г/м3;
V – унос капельной жидкости из сепаратора, г/м3.
Количество извлекаемой влаги :
W = WH – WO.C. = 2,36 – 0,03 = 2,33 г/м3
где Wо.с. = влагосодержание осушаемого газа, г/м3.
Удельная подача регенерированного абсорбента :
кг/м
3
где L – подача гликоля, кг/ч;
Q – расход газа, м3/ч.
Концентрация насыщенного абсорбента:
масс
где ХР – концентрация регенерированного абсорбента, % масс
Построим оперативную линию по точкам на входе и выходе газа из абсорбера. В координатах Х-У мольная дол воды в гликоле – мольная доля воды в газе.
Таблица 3.5 – Зависимость влагосодержания ТЭГа и газа от точки росы
Мольная доля воды в газе на выходе:
У1 = 0,00000456 ∙ WH ∙ Tабс = 0,00000456 ∙ 2,36 ∙ 308 = 0,00032 г/м3
Мольная доля воды в насыщенном ТЭГе:
Мольная доля воды в осушенном газе на выходе из абсорбера:
У2 = 0,00000456 ∙WK ∙ Tабс = 0,00000456 ∙ 0,011 ∙ 308 = 0,000015 г/м3
Мольная доля воды в регенерированном ТЭГе:
После определения координат двух точек А(0,54; 0,00032) и В (0,04; 0,0000152) в системе координат Х-У проводится оперативная линия А-В.
Равновесная линия составляется в тех же координатах Х-У по следующей методике. Рабочий диапазон в молярных концентрации воды в гликоле разбивается на несколько точек (рисунок 3.5).
х1*=,08…0,38
Молярная концентрация воды в газе у1*=0,00011 г/м3. Молярная концентрация воды в газе у2*=0,00008 г/м3
Рисунок 3.5 – Определение молярной концентрации воды в газе
Равновесное влагосодержание природного газа, над растворами гликолей с концентрацией Хi :
W=
Давление насыщенного пара:
Па
Зависимость коэффициента активности воды от температуры и концентрации гликоля определяется уравнением Ван-Лаара :
где m и n – коэффициенты по данным Касперовича.
m=0,0245
n=0,137
Величина поправки на не идеальность раствора водяного пара в газе зависит от температуры :
= ехр[(0,06858∙(0,01∙35)4- 0,3798∙(0,01∙35)3+1,06606∙(0,01∙35)2-2,00075∙(0,01∙35)+4,2216]=34,88
Давление насыщенного пара над растворами гликоля:
Па
Молярная концентрация воды в газе получается следующим образом. Из точки А проводят линию параллельно оси У до пересечения с равновесной кривой СД (точка у1*). Аналогично получают точку у2*, проводя ту же операцию, но из точки В. Полученные значения будут определять молярную концентрацию воды в газе.
Массовая скорость газа на полное сечение аппарата:
м/c
Критерий Ренольдса для газовой фазы:
ReГ=
Эквивалентный диаметр насадки:
dэкв=
м
где
- свободный объем насадки;
А – абсорбционный фактор.
Коэффициент диффузии в газовой фазе:
Dг=
Диффузионный критерий Прангля:
Рч.д.=
Высота единицы переноса из газовой фазы определяется по уравнению Гильденблата :
м
Критерий Ренольдса по жидкости:
Reж=
Коэффициент диффузии воды гликолем:
=0,000312∙10-6 м2/c
Диффузный критерий Прангля по жидкости:
ВЕП в жидкой фазе :
hж=
Reж0,25∙
Рч.д.ж.=
м
Высота единицы переноса (ВЕП):
hо.г =
hо.г.=1,7+
м
Ннас=4,9∙1,98=9,7м
Количество влаги, поглощаемое при осушке:
кг/ч
Необходимое количество РTЭГа:
QРТЭГ
м3/час
На основании проведенного проектного технологического расчета принят вертикальный аппарат диаметром 1400 мм. Во входной сепарационной секции в качестве сепарационных элементов приняты прямоточно-центробежные элементы в количестве 68 штук. Принятый диаметр регулярной насадки 0,018м. принятый диаметр насадки 1400 мм. Максимальная производительность по газу составляет 0,082 млн м3 сут. Общее гидравлическое сопротивление 0,0034 МПа. Расчеты показывают, что абсорбер обеспечивает требуемое качество подготовки газа. Влагосодержание газа на выходе из УПГ составляет 0,04 г/м3, что свидетельствует о наиболее качественной осушки газа абсорбером оснащенным регулярной насадкой. А так же количество триэтиленгликоля, необходимого для осушки газа, требуется значительно меньше 1,6м3/час, что отразится на уменьшении затрат, необходимых для подготовки газа к транспорту.
Подготовка газа к транспортировке - это сложный процесс, который включает несколько этапов, включая очистку, компрессию и конденсацию.
Безопасность и целостность газовой цепочки зависят от правильной обработки и транспортировки газа, а устройства для очистки газа играют ключевую роль в обеспечении удаления примесей, которые могут повредить трубопроводы и оборудование.
Таким образом, достигнута цель выполнения курсового проекта, а именно:
- представлен обзор процесса подготовки газа к транспортировке;
- описано основное технологическое оборудование подготовки газа к транспорту;
- предложен способ модернизации системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа.
| Параметр | Значение |
| Температура росы, Тросы, оС | -5 |
| Рабочее давление, Рраб, МПа | 1,8 |
| Плотность газа ρг, кг/м3 | 14,217 |
| Плотность РТЭГа ρРТЭГ,кг/м3 | 1123 |
| Плотность воды ρв, кг/м3 | 1000 |
| Объемная производительность, Qоб, 106 нм3/ч | 1,0 |
| Поверхностное натяжение ТЭГа, σ, Н/м | 30  10-3 |
| Поверхностное натяжение воды, σ, Н/м | 733 10-4 |
| Массовая концентрация НТЭГа, Х2 % | 98,25 |
| Массовая концентрация РТЭГа, Х1 % | 99,5 |
| Температура контакта Т, 0С | 35 |
| Удельная поверхность насадки а, м2/м3 | 213 |
| Свободный объем насадки ε, м3/м3 | 0,96 |
| Высота элемента насадки l, м | 0,15 |
| Максимальная производительность по газу, Gг м3/ч | 149717 |
Влагосодержание газа, подаваемого на осушку:
WH
=WC + V = 2,34 + 0,02 = 2,36 г/м3где Wc – равновесное влагосодержание при условии сепарации, г/м3;
V – унос капельной жидкости из сепаратора, г/м3.
Количество извлекаемой влаги :
W = WH – WO.C. = 2,36 – 0,03 = 2,33 г/м3где Wо.с. = влагосодержание осушаемого газа, г/м3.
Удельная подача регенерированного абсорбента :
кг/м
3
где L – подача гликоля, кг/ч;Q – расход газа, м3/ч.
Концентрация насыщенного абсорбента:
массгде ХР – концентрация регенерированного абсорбента, % масс
Построим оперативную линию по точкам на входе и выходе газа из абсорбера. В координатах Х-У мольная дол воды в гликоле – мольная доля воды в газе.Таблица 3.5 – Зависимость влагосодержания ТЭГа и газа от точки росы
| Влагосодержание ТЭГа, % масс. | 0,1 | 0,2 | 0,5 | 2,0 | 3,0 | 3,5 | 5,0 |
| Точка росы, оС | -17 | -10 | -4 | 0 | 3 | 6 | 11 |
| Влагосодержание газа, г/м3 | 0,083 | 0,142 | 0,222 | 0,296 | 0,365 | 0,448 | 0,625 |
Мольная доля воды в газе на выходе:
У1 = 0,00000456 ∙ WH ∙ Tабс = 0,00000456 ∙ 2,36 ∙ 308 = 0,00032 г/м3
Мольная доля воды в насыщенном ТЭГе:
Мольная доля воды в осушенном газе на выходе из абсорбера:
У2 = 0,00000456 ∙WK ∙ Tабс = 0,00000456 ∙ 0,011 ∙ 308 = 0,000015 г/м3
Мольная доля воды в регенерированном ТЭГе:
После определения координат двух точек А(0,54; 0,00032) и В (0,04; 0,0000152) в системе координат Х-У проводится оперативная линия А-В.
Равновесная линия составляется в тех же координатах Х-У по следующей методике. Рабочий диапазон в молярных концентрации воды в гликоле разбивается на несколько точек (рисунок 3.5).
х1*=,08…0,38
Молярная концентрация воды в газе у1*=0,00011 г/м3. Молярная концентрация воды в газе у2*=0,00008 г/м3 Рисунок 3.5 – Определение молярной концентрации воды в газе
Равновесное влагосодержание природного газа, над растворами гликолей с концентрацией Хi :
W=
Давление насыщенного пара: ПаЗависимость коэффициента активности воды от температуры и концентрации гликоля определяется уравнением Ван-Лаара :
где m и n – коэффициенты по данным Касперовича.
m=0,0245
n=0,137Величина поправки на не идеальность раствора водяного пара в газе зависит от температуры :
= ехр[(0,06858∙(0,01∙35)4- 0,3798∙(0,01∙35)3+1,06606∙(0,01∙35)2-2,00075∙(0,01∙35)+4,2216]=34,88
Давление насыщенного пара над растворами гликоля:
ПаМолярная концентрация воды в газе получается следующим образом. Из точки А проводят линию параллельно оси У до пересечения с равновесной кривой СД (точка у1*). Аналогично получают точку у2*, проводя ту же операцию, но из точки В. Полученные значения будут определять молярную концентрацию воды в газе.
Массовая скорость газа на полное сечение аппарата:
м/cКритерий Ренольдса для газовой фазы:
ReГ= Эквивалентный диаметр насадки:
dэкв=
мгде
- свободный объем насадки;А – абсорбционный фактор.
Коэффициент диффузии в газовой фазе:
Dг=
Диффузионный критерий Прангля:
Рч.д.=
Высота единицы переноса из газовой фазы определяется по уравнению Гильденблата : мКритерий Ренольдса по жидкости:
Reж=
Коэффициент диффузии воды гликолем:
=0,000312∙10-6 м2/c
Диффузный критерий Прангля по жидкости:
ВЕП в жидкой фазе :
hж=
Reж0,25∙Рч.д.ж.=
м Высота единицы переноса (ВЕП):hо.г =
hо.г.=1,7+
мНнас=4,9∙1,98=9,7м
Количество влаги, поглощаемое при осушке:
кг/чНеобходимое количество РTЭГа:
QРТЭГ м3/час На основании проведенного проектного технологического расчета принят вертикальный аппарат диаметром 1400 мм. Во входной сепарационной секции в качестве сепарационных элементов приняты прямоточно-центробежные элементы в количестве 68 штук. Принятый диаметр регулярной насадки 0,018м. принятый диаметр насадки 1400 мм. Максимальная производительность по газу составляет 0,082 млн м3 сут. Общее гидравлическое сопротивление 0,0034 МПа. Расчеты показывают, что абсорбер обеспечивает требуемое качество подготовки газа. Влагосодержание газа на выходе из УПГ составляет 0,04 г/м3, что свидетельствует о наиболее качественной осушки газа абсорбером оснащенным регулярной насадкой. А так же количество триэтиленгликоля, необходимого для осушки газа, требуется значительно меньше 1,6м3/час, что отразится на уменьшении затрат, необходимых для подготовки газа к транспорту. 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Подготовка газа к транспортировке - это сложный процесс, который включает несколько этапов, включая очистку, компрессию и конденсацию.
Безопасность и целостность газовой цепочки зависят от правильной обработки и транспортировки газа, а устройства для очистки газа играют ключевую роль в обеспечении удаления примесей, которые могут повредить трубопроводы и оборудование.
Таким образом, достигнута цель выполнения курсового проекта, а именно:
- представлен обзор процесса подготовки газа к транспортировке;
- описано основное технологическое оборудование подготовки газа к транспорту;
- предложен способ модернизации системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
-
ГОСТ 31385-2008 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов». -
Аварии резервуаров и способы их предупреждения : науч. издание / В. Б. Галеев [ и др.]. - Уфа, 2004. - 164 с. -
Тарасенко, А. А. Разработка основ методов ремонта вертикальных стальных резервуаров : дис. ... д-ра тех. Наук : 05. 15. 13. / Тарасенко Александр Алексеевич. -Тюмень, 1999. - 41 с. -
СА-03-008 - 08 Резервуары вертикальные стальные сварные для нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и анализ безопасности. Методические указания. - Введ 19. 05. 06. - Москва : Ростехэкспертиза, 2009. - 288 с. -
РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. » (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 25.07.1995 N 38) (вместе с «Типовой программой полного технического диагностирования резервуара») -
Иванов В.А, Рябков А.В, Кузьмин С.В. Типовые расчёты по сооружению промысловых и магистральных трубопроводов: Учебно - методическое пособие, - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 75 с. -
Коновалов Н.И, Мустафин Ф.М, Коробков Г.Е. и др. Оборудование резервуаров . - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. - 214 с. -
Николаев Н.В, Иванов В.А, Новосёлов В.В. Стальные вертикальные резервуары низкого давления для нефти и нефтепродуктов. Учебное пособие для вузов. (Серия «Высшее нефтегазовое образование») -М: Изд.: ЦентрЛитНефтеГаз.-2007. -496 с.