Оценка эффективности подготовки газа на Заполярном месторождении

Газ поступает  в нижнюю часть блока абсорбера, поднимается в среднюю его  часть, где на пяти тарелках, оснащенных массообменными элементами в количестве 181 штук на каждой, происходит осушка газа за счёт контакта с высококонцентрированным (регенерированным) РДЭГом.

РДЭГ подаётся в абсорбер насосами блока установки регенерации на 1-ю (верхнюю)  и на 3-ю тарелки массообменной секции.

После этого газ  поступает в верхнюю - каплеотбойную  секцию, предназначенную для предотвращения уноса ДЭГа с газом. В секции последовательно  по высоте установлены: тарелка с  сепарирующими центробежными элементами (105 шт.), тарелка с фильтро-коагулирующими насадками (120 шт.) и верхняя тарелка  также с сепарирующими центробежными  элементами (107 шт.).

Осушенный газ  отводится с верха абсорбера  по трубопроводу Æ 426´14, замеряется с помощью камерной диафрагмы и далее через клапан регулирующий, кран пневмоприводной (Ду 400, Ру 12.5) подаётся в коллектор Æ1020´19.5 осушенного газа. Кран укомплектован байпасной линией с задвижкой З22 (Ду50, Ру16).

Клапан регулирующий осуществляет поддержание заданного  расхода газа по технологической  линии с одновременной корректировкой давления в абсорбере.

Влагосодержание осушенного газа замеряется влагомером, установленным на выходном трубопроводе после камерной диафрагмы.

Регулирование подачи и отвода абсорбента, а также отвод отделённой в абсорбере жидкости осуществляется с помощью коммуникационных технологических линий блока арматурного абсорбера .

 

 

 

Арматурный блок абсорбера содержит следующие технологические  линии:

• линию подвода РДЭГа с выходами на 1-ю и 3-ю тарелки в массообменной секции абсорбера;
• линию отвода НДЭГа из абсорбера.

Основным видом технологического оборудования, используемого для  обработки газа, являются колонные аппараты, оборудованные контактными  массообменными устройствами различных  типов и конструкций и предназначенные  для осуществления конкретных технологических  процессов, связанных с переносом  компонентов перерабатываемых потоков  между фазами, контактирующими в  ходе реализуемого массообменного процесса (ректификация, абсорбция, десорбция  и т.д.). Касательно абсорбции, из различных  типов колонных аппаратов наиболее распространены тарельчатые и насадочные абсорберы. Основными элементами абсорбционных  колонн являются контактные устройства, конструкции которых очень разнообразны. Такое разнообразие конструкций  закономерно, так как невозможно существование универсальных аппаратов, удовлетворяющих всем требованиям  практического использования колонных аппаратов в широком спектре  технологических процессов: химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей  промышленности. Поэтому, несмотря на наличие в наше время насадок  с хорошими характеристиками, как  регулярных, так и нерегулярных, имеет смысл продолжать разрабатывать  боле совершенные и универсальные  конструкции.

Массообменная секция (и  фильтрующая) этих абсорберов представлена тарелками с контактными элементами. В зависимости от способа слива  жидкости, а также от конструкции  абсорбционной тарелки различаются: колпачковые, сетчатые, клапанные, дырчатые, решетчатые, трубчатые, волнистые.

Применение тарелок новых  типов позволяет уменьшить расстояние между тарелками с 450…600 мм для  колпачковых тарелок, до 300…400 мм для  тарелок нового типа.

 

 

 

6 Расчётная часть

6.1 Гидравлический и тепловой расчёт шлейфов

Тепловой расчёт шлейфа производится с целью оценки распределения  температуры по его длине и  определения места возможного образования  гидратов.

Для расчёта были использованы следующие исходные данные куста  № 201:

Расход газа в шлейфе, млн.м³/сут   - 4.166

Давление газа на устье  скважины, МПа     - 11

Температура газа на устье  скважины, К     - 293

Температура окружающей среды, К      - 238;

Относительная плотность  газа по воздуху    - 0,561

Внутренний диаметр шлейфа, м      - 0,406

Наружный диаметр шлейфа, м       - 0,426

Длина шлейфа, км         - 3,5

Коэффициент сверхсжимаемости газа      - 0,8

Изобарическая теплоёмкость газа, кДж/кг      - 2,21

Коэффициент теплопередачи  от газа

к окружающей среде, Вт/(м²·^°С)      - 1,75

Эффект Джоуля-Томпсона D_i, ^°С/МПа     - 2,5

Порядок  расчёта [4] 

Конечное давление в шлейфе при известном начальном давлении определяется так:

P_К = ,       (6.1.1)

Коэффициент гидравлического  сопротивления λ зависит от режима движения газа. Для определения величины λ используем формулу, предложенную Веймаутом:

λ = 0,009407/d³,         (6.1.2)

Среднюю температуру газа на расчётном участке вычисляют  по уравнению:

Т = Т_ОС + ,       (6.1.3)

где Тос и Т_у - температура окружающей среды и на устье скважины соответственно, К; L - длина шлейфа, км; а – параметр Шухова, рассчитывают по формуле:

а =          (6.1.4)

где К - коэффициент теплопередачи  от транспортируемого газа окружающей среде, Вт/(м·^°С), С - изобарическая теплоёмкость газа, кДж/кг, d_Н - наружный диаметр шлейфа, мм.

, тогда

При известном значении Р_К - давление на заданном участке шлейфа определяют по формуле:

Р_Х = ,       (6.1.5)

где x – расстояние от начала до расчётной точки шлейфа, км.

=10,922МПа 

Температура газа на заданном участке шлейфа может определяться по уравнению:

T_L = Т_ОС + (Т_У – Т_ОС)·е^-аL - D_i ,     (6.1.6)

По графику (рисунок 6.1.1) находим значение обобщенной функции Джоуля-Томпсона .

 

   

 

где  – молярная теплоёмкость.

Вычисляем дроссель-эффект D_i, ^oC/МПа:

 

 

Рисунок 6.1.1 – Обобщенная функция коэффициента Джоуля-Томпсона в зависимости от приведённых давления и температуры.

 

где D_i - эффект Джоуля-Томпсона, то есть снижение температуры газа при понижении давления, С^°/МПа, для приближённых расчётов применяют D_i = 2,5 С^°/МПа; L - длина шлейфа, км.

Р_СР - среднее значение давления на расчётном участке шлейфа , определяется по уравнению :

Р_СР = ,       (6.1.7)

где Р_У и Р_К - давление в начале и конце шлейфа, МПа

Температуру гидратообразования рассчитывают по формулам для положительных  температур:

,                                          (6.1.8)

Исходные данные:[1]

Состав газа представлен в таблице 6.1.1

Таблица 6.1.1 - Состав газа 

	Уi	ρi
Метан	0,9833	0,555
Этан	0,0011	1,049
Пропан	0,0002	1,542
i-бутан	0,00153	2,075
n-бутан	0,00018	2,075
Азот	0,011	0,697
угл.газ	0,00033	1,529

Дальнейший расчёт Р,Т выполним в программе Microsoft Excel и занесём в таблицу 6.1.2.

Таблица 6.1.2 - Результаты гидравлического и теплового расчёта.

Расстояние от устья скважины, Х, км	Давление в участке  газопровода, Рх, МПа	Температура газа в участке  газопровода, Тl, К	Температура гидратообраз-ния, Тg, К
Q =4,16 млн. м3/сут., Тос = - 35 0С, Ру = 11 МПа, L = 3,5 км
0	11	289	286,63
0,5	10,97	288,49	286,61
1	10,94	287,98	286,59
1,5	10,92	287,47	286,57
2	10,89	286,96	286,55
2,5	10,86	286,4	286,53
3	10,83	285,9	286,51
3,5	10,81	285,44	286,49

 

График зависимости температуры  газа от расстояния представлен на рисунке 6.1.2.

Рисунок 6.1.2 - График зависимости температуры газа от расстояния

1 – температура газа  в участке газопровода для зимних условий;

2 – температура гидратообразования.

Из графика видно, что  точка возможного образования гидратов находится на расстоянии 2,45 км от начала шлейфа. Наибольшая разница температур наблюдается в конце шлейфа и составляет Δt_г = 1,05 ^оС. Это значение необходимой температуры понижения гидратообразования.

 

2.  Расчёт расхода метанола для предотвращения гидратообразования

 

Порядок расчета [4]

Решение: количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определяться по уравнению:

G = g_ж + g_г + g_к ,                                                                       (6.2.1)

где g_ж – количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м³; g_г – количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м³; g_к – количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м³ газа, кг.

Значение g_ж определяют по уравнению:

g_ж = W·X₂/(X₁ – X₂),        (6.2.2)

где Х₁ и Х₂ – массовая доля ингибитора  в исходном и отработанном растворах;

W – количество воды в жидкой фазе на расчётной точке, кг/1000 м³.

Массовая доля ингибитора в исходном растворе (Х₁) относится к известным параметрам системы, Х₂ определяется по формуле:

Х₂ =         (6.2.3)

где М – молекулярная масса ингибитора; К – коэффициент  зависящий от типа раствора.

Для метанола М = 32, К = 1220.

Значение необходимой  температуры понижения гидратообразования рассчитывают по формуле:

∆t = Т_г – Т_р,         (6.2.4)

где Т_г – температура гидратообразования газа, ˚С; Т_р – температура газа в расчётной точке, ˚С.

∆t=1,0562К, после определения ∆t находят значение Х₂ по формуле:

Х₂ = , =0,02695. Значение принимают на 10…20% больше его расчётного значения: =0,04195

Количество воды в жидкой фаз определяем по номограмме:

W=0,17г/м3, тогда

g_ж = W·X₂/(X₁ – X₂)= 0,007768кг/1000м3

Количество ингибитора, необходимое  для насыщения газовой фазы определяют по формуле:

g _г = 0,1∙а∙Х₂

где а – отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения  газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном растворе, определяем по номограмме (Рисунок 6.1.3):

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6.1.3 Зависимость значения а от давления и температуры

 а=23

Расчёт ведется для сеноманской залежи ЗНГКМ, в котором содержание углеводородов С5+ практически отсутствует, тогда значением g_к можно пренебречь.

G = g_ж + g_г + g_к = 0,007768+0,017866= 0,025634 кг/1000

По результатом расчёта видно, что в зимнее время  (Тос=-35 ) эксплуатации шлейфа гидраты образуются на расстоянии 2,4 км. Расход метанола на предотвращение гидратообразования составляет 0,025634 кг/1000. Согласно промысловым данным, в реальности расход ингибитора составляет 0,2 кг/1000.

 

6.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ МФА ПОДГОТОВКИ ГАЗА

(ГП-502.00.000).

 

Исходные данные [1]

• Молярный состав газа: С₁=98.33%, С₂=0.11%, С₃=0.02%, С₄=0.019%, С₅=0.00022%, СО₂=0.104%, N₂=1,1%.
• Давление рабочее Р=10,812 МПа
• Температура рабочая t=11,1^оС =284,1 K
• Точка росы осушенного газа: t_p=-10°C летом и t_p=-20°C зимой.
• Массовая доля РДЭГа: X₁=0.993.
• Массовая доля НДЭГа: Х₂=0.963.
• Плотность ДЭГа ρ_д=1120 кг/м³.
• Плотность воды кг/м³
• Поверхностное натяжение ДЭГа: σ_д=46*10^-3 Н/м (46 дин/см).
• Поверхностное натяжение воды Н/м
• Расстояние между ступенями контакта Н=1 м.
• Объёмная производительность по газу: Q_ном=7,416*10⁶ м³/сут.

Порядок расчёта [4]

1)  Определение числа теоретических тарелок. Для расчета числа теоретических тарелок аппарата строим равновесную линию водяного пара и раствора ДЭГа и рабочую линию абсорбции (рисунок 6.3.1). Построение равновесной линии ведётся по данным таблицы 6.3.1.

Таблица 6.3.1 - Зависимость влагосодержания ДЭГа и газа от точки росы

Влагосодержание ДЭГа, % масс.	0.5	1.0	1.5	2.0	3.0	3.5	5.0
Точка росы, °С	-31	-23	-20	-16	-13	-12	-9
Влагосодержание газа, г/м	0.0138	0.0258	0.0324	0.0436	0.0543	0.0584	0.0724