Принципиальная схема осушки природного и нефтяного газа жидкими сорбентами

Принципиальная схема осушки газа приведена на рис. 2 и работает следующим образом: поступающий на осушку газ I проходит вначале через сепаратор 1, затем направляется под нижнюю тарелку абсорбера (рис.2). Концентрированный раствор гликоля подается насосом 14 сверху и спускается по тарелкам вниз, постепенно насыщаясь при встрече с газом, скапливается в нижней части абсорбера. Осушенный газ через жалюзийную кассету 4 поступает в магистральный газопровод II. Насыщенный водой гликоль через теплообменник 6 поступает в выветриватель 7, в фильтр 8, затем в десорбер (выпарную колонну) 9 (рис. 3). В кипятильнике 11 выпарной колонны гликоль нагревается до температуры 160-165 ⁰С, в результате чего вода испаряется и с небольшим количеством паров гликоля проходит через холодильник 12 и попадает в сепаратор 13. В верхней части выпарной колонны температура поддерживается в пределах 105 ⁰С. Регенерированный раствор гликоля забирается насосом 14 и через теплообменник 6 и холодильник 16 (с температурой около 30 ⁰ С) снова поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Цикл повторяется.

Расчет количества абсорбента

Практикой установлено, что для успешной осушки газа должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды, а также большое количество тарелок в абсорбере (10 штук).

Количество свежего раствора, подаваемого в абсорбер, определяется по формуле:

, (1)

где G - количество гликоля, т/сут;

q₁ и q₂ - массовые концентрации гликоля в регенерированном и насыщенном растворе соответственно.

Количество влаги W (в т/сут), подлежащей поглощению определяются по формуле

W = 10^-6 V (W₁ - W₂ ) , (2)

где V - количество газа, поступающего на осушку, м³/сут при нормальных условиях;

W₁и W₂ - начальное и конечное содержание влаги в газе, определяемое по кривым влагосодержания в зависимости от давления, температуры с учетом плотности газа и минерализации пластовых вод.

ЛЕКЦИЯ 27

ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ МЕТОДОМ АДСОРБЦИИ. АДСОРБЕНТЫ

Процесс адсорбции это извлечение из газа водяных паров и конденсата твердыми поглотителями (адсорбентами), имеющими исключительно большую поверхность пор. В качестве адсорбентов применяются силикагель, алюмогель, бокситы, цеолиты, активированный уголь. Их изготавливают в виде гранул для уменьшения гидравлического сопротивления в слое, через который пропускают осушаемый газ. Молекулярные сита (цеолиты) представляют собой сложные неорганические полимеры кристаллического строения. Они обладают наиболее высокими поглощающими способностями по сравнению с другими адсорбентами. Регенерация адсорбентов осуществляется горячим газом или воздухом.

Осушка газа твердыми сорбентами имеет следующие преимущества:

• возможность получения точки росы до минус 50⁰ С;

• незначительное влияние давления и температуры на процесс извлечения;

• относительная простота оборудования и малые эксплуатационные расходы.

К недостаткам можно отнести большие, чем в абсорбционном процессе перепады давления, относительно высокие затраты тепла и истирание адсорбента.

Рис.4. Принципиальная схема адсорбционной установки для осушки и выделения конденсата из газа. 1 и 7 – сепараторы; 2 и 3 – адсорберы; 4 – регулируемый штуцер; 5 – печь; 6 –холодильник.

Сырой газ высокого давления поступает в сепаратор 1, где очищается от капельной жидкости и механических примесей и направляется в адсорбер 2 для осушки и отбензинивания. В это время адсорбер 3 находится в цикле регенерации и охлаждения. Осушенный газ из адсорбера 2 поступает в магистральный газопровод. Газ для регенерации адсорбента отбирается после сепаратора 1 до регулируемого штуцера 4 и направляется в печь5, где его температура повышается до 200 - 300 ⁰С. Такая схема позволяет поддерживать достаточное давление регенерирующего газа для прохождения через печь, адсорбер, холодильник 6 и сепаратор 7, после чего этот газ возвращается в общий поток через штуцер 4. Конденсат, выделившийся в холодильнике 6 за счет охлаждения, поступает в сепаратор 7. В практике чаще всего устанавливают восьмичасовой цикл. Переключение адсорберов проводят согласно графика.

Применяют также установки с укороченным циклом (короткоцикловые), обычно они бывают трехадсорберными. Длительность циклов таких установок доводится иногда 20 –30 мин вместо 8 –12 часов для обычных установок. Преимущество таких установок заключается в получении большего количества стабильного конденсата, без поглощения адсорбентом легких углеводородов. Однако при сокращении времени цикла не удается полностью восстановить адсорбент, что приводит к уменьшению его активности в последующих циклах работы установки.

Потребное количество адсорбента определяют в зависимости от расхода газа и количества влаги в нем по формуле

G = QWt / 2,4 ^. 10⁷  , (3)

где Q - расход газа, м³/ сут; W - содержание влаги в газе, г/ м³; t - продолжительность цикла поглощения, час;  - рабочая активность адсорбента, %.

ЛЕКЦИЯ 28

ПРОМЫСЛОВЫЕ ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ. НАЗНАЧЕНИЕ. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НИМ.

Назначение ДКС

1. сжатие газа до необходимого давления - при подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа; в процессе транс­портирования газа на химические комбинаты, ТЭЦ, сажевые за­воды, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0,5 до 1,7 МПа; при работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа;

2. увеличение газоотдачи пласта понижением давления на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать50—60 % от начальных запасов газа в них, в компрессорный же период эксплуатации — еще 20—30 %;

3. увеличение дебитов добывающих скважин уменьшением за­бойного давления и, следовательно, увеличением депрессии;

4. улучшение технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяженности или МГ небольшой длины.

значения.

Эксплуатация промысловой ДКС характери­зуется

• непрерывно изменяющейся степенью сжатия (степень сжатия компрессора характеризуется отношением давления на выходе из компрессора к давлению на приеме r = Р_вык / Р _пр),

• расходом перекачиваемого газа одним компрессором и всей станцией,

• увеличением числа компрессоров,

• сложной технологической схемой их компоновки,

• необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа.

ОСНОВНЫЕ ТИПЫ КОМПРЕССОРНЫХ АГРЕГАТОВ.

Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые ком­прессоры.

Поршневые компрессоры - это машины статического сжатия газа уменьшением объема, занимаемого постоянной массой газа.

Практика показывает, что поршневые компрессоры рациональнее использовать на ДКС в тех случаях, когда степень сжатия больше двух (r2), давление на приеме достаточно высокое (Р_пр3МПа), а расход газа относительно небольшой.

Число ступеней сжатия на ДКС для компрессоров, работающих последовательно, можно определить по формуле

, (1)

где r₀ - степень сжатия в одном компрессоре.

Число компрессоров, работающих параллельно при одной ступени сжатия можно определить с учетом мощности

n= N/N₀ , (2)

где N и N₀ – общая мощность, необходимая для политропного процесса сжатия до необходимого давления, и мощность силового привода, выбранного типа компрессора.

Поршневые компрессоры (газопоршневые агрегаты – ГПА) характеризуются большими металлозатратами и удельной площадью (удельная масса агрегата на 1 кВт силового привода составляет 28-62 кг, масса агрегатов различных модификаций колеблется от 25 до 100т, удельная площадь цеха 2,5 – 56,85 м² на 100 кВт).

Для перекачки газа используют поршневые ГПА двух типов:

1. Газомоторкомпрессоры (ГМК), состоящие из газового двигателя и поршневого компрессора, соединенных одним коленчатым валом;

2. Комбинированные (спаренные) агрегаты, состоящие из газового или электрического двигателя и соединяемого с ним через муфту или отдельного поршневого компрессора.

Применение ГМК эффективнее, чем комбинированных агрегатов

Центробежные компрессоры – это машины динамического сжатия газа в результате значительного увеличения скорости его движения с последующим превращением кинетической энергии потока в потенциальную энергию давления в диффузорах.

Зная общую степень сжатия на ДКС r₀ = Р_вык / Р _пр, число ступеней сжатия n_с, можно определить степень сжатия в одной ступени

, (3)

а затем рассчитать производительность и мощность.

Приводом для центробежных компрессоров может служить авиационная турбина, переоборудованная на газовое топливо. Этот газоперекачивающий агрегат обладает высоким коэффициентом готовности, полной автоматизацией работы, автономностью, легкостью замены компрессора или турбины, дистанционным управлением. Удельная масса центробежных компрессоров со стационарным газотурбинным приводом составляет 8-19 кг на 1 кВт, с авиационным двигателем 0,3-0,8 кг на 1 кВт.

Винтовые компрессоры принадлежат к классу объемных (поршневых) машин, повышающих давление сжимаемого газа уменьшением объема рабочей полости компрессора в цикле процесса сжатия.

Степень сжатия в компрессоре, определяемая формой, площадью и относительным расположением контуров всасывающих и нагнетательных окон, шагами спиралей зубьев и впадин на роторах и длиной роторов, а также значением зазоров между роторами и стенками корпуса, называется внутренней.

Изменение степени сжатия в регулируемом винтовом компрессоре достигается с помощью золотникового устройства, изменяющего площадь и форму нагнетательного окна.

Винтовые компрессоры характеризуются отсутствием функциональной связи между их подачей и степенью сжатия газа; высоким совершенством процесса сжатия газа, вследствие того, что не происходит соприкосновения и трения роторов; незначительными газодинамическими потерями давления газа на входе и выходе (так как отсутствуют клапаны и мертвые пространства); малой пульсацией газового потока; прямоточностью движения газа; быстроходностью.

Винтовые компрессоры по своим параметрам превосходят поршневые и при тех же значениях подачи и степени сжатия газа имеют меньшие массу и габариты – соответственно в 10-100 и в 3-10 раз.

Размещение ДКС на УКПГ

Промысловую переработку пластового сырья с целью получения товарных продуктов (сухого газа и стабильного конденсата) осуществляют при помощи различных процессов на установках комплексной подготовки газа (УКПГ).

Размещение ДКС на УКПГ зависит от давления максимальной конденсации процесса, метода извлечения из газа углеводородньх и неуглеводородных компонентов, географических и климатиче­ских условий района расположения месторождения.

Вопрос о размещении ДКС решается в результате технико-экономических расчетов.

В определенных условиях конкретных месторождений рациональным может быть размещение ДКС первой ступени сжатия газа до БТДА-5/100, второй — после турбохоло­дильной установки.

Если газ подготавливается к транспортировке на УКПГ в адсорбционных или абсорбционных установках, рабо­тающих при определенном давлении, ДКС сооружают перед этими установками. При этом число и техноло­гический режим работы установок не будут изменяться при паде­нии пластового давления.

ЛЕКЦИЯ 29

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА

Цели подземного хранения газа.

Подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают в основном сле­дующее.

1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время.

2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный га­зопровод и компрессорные станции.

3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистральных газопроводов (МГ) с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования уста­новленной мощности КС, близком к единице.

4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны.

5. Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невоз­можности его использования.

6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефте­добывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.

7. Создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки.

8. Уменьшение мощности завода по очистке от H₂S и СО₂ и производству газовой серы.

9. Повышение надежности работы системы дальнего газо­снабжения в целом.

10. Выравнивание колебаний потребления электроэнергии

Покрытие сезонной неравномерности газопотребления

Потребление природного газа потребителями раз­личных групп характеризуется неравномерностью

• по временам года (лето, зима),

• по месяцам,

• неделям,

• суткам

• часам суток.

Особенно велика неравномерность сезонного потребления газа, связанная с использованием газа для отопления газопечными установками, домовыми и районными котельными, ТЭЦ, ко­тельными промышленных предприятий (рис. 1).

Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления К_ім называется отношение фактиче­ского месячного потребления газа Q_ім к среднемесячному Q_см:

К_ім = Q_ім/ Q_см, (1)

где Q_cм = Q_г/12; Q_г — объем годового потребления газа, м³.

В зимние месяцы коэффициент месячной неравномерности меньше единицы.

Для хранения летнего избытка газа, который зимой подают потребителю при ритмичной работе магистрального газопро­вода со среднегодовой производительностью, сооружают подземные хранилища.

Зная коэффициенты месячной неравномерности газопотреб­ления, объем газа, подлежащего хранению Q_a (активный объем), можно определить по формуле

Q_a = (2)

или

Q_a = (3)

где К_{iм < l} — коэффициент месячной неравномерности меньше единицы; п — число коэффициентов.

Определение объема буферного газа в подземных хранилищах при газонапорном и водонапорном режимах

Общий объем газа в подземном хранилище делится на две ча­сти

1. активный (рабочий) объем, ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ

2. буферный (остаточный) объем, который постоянно нахо­дится в ПХГ во время его эксплуатации.

Буферный газ предназначен для создания в хранилище оп­ределенного давления в конце отбора, при котором обеспечива­ется необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, со­блюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления; для уменьшения продвижения воды в хра­нилище; увеличения дебитов скважин; уменьшения степени сжатия газа на КС.