Требования к газоперекачивающим агрегатам

1)    высокий к. п. д. ком­прессора при широком изменении степени сжатия газа и его paсхода;

2)    большая степень сжатия газа в одной ступени (агрегата) для уменьшения числа машин, работающих последовательно;

3)    большая подача одного компрессора для уменьшения числа ма­шин, работающих параллельно;

4)    возможность регулирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для полного использова­ния мощности силового привода;

5)    привод дожимного компрессора должен иметь небольшие массу на единицу мощности и габариты, допускать полную автоматизацию работы и дистанционное управ­ление;

6)    компрессорные агрегаты должны быть транспортабель­ными, размещаться в легких сооружениях сборного типа;

7)    вы­сокая надежность и большой ресурс работы основных элементов;

8)    низкий уровень шума и вибраций;

9)    высокий уровень заводской готовности и комплектности, блочность исполнения.

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.

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

 

Осн: 1[149-155, 253-264], 2[212-217, 349-360]

Доп: 6[148-159]

 

Контрольные вопросы:

1.     Какие требования стандартов к сухому газу и конденсату?

2.     Какие существуют системы сбора газа?

3.     Объясните разницу между централизованной и децентрализованной схемой

4.     Для чего используют дожимные компрессорные станции?

5.     Какие типы компрессоров применяют на ДКС?

6. Требования к газоперекачивающим агрегатам.

Лекция 12.    МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ

                                 

12.1 Низкотемпературная сепарация газа

 

Этот метод основан на изменении влажности газа в зависимости от температуры. При охлаждении газа часть влаги, находящейся в нем в паровой фазе, а также тяжелые углеводороды сконденсируются. После отделения от жидкости газ будет иметь более низкую точку росы (температуру начала конденсации). В этом методе  применяется  холод, полученный при дросселировании природного газа (эффект Джоуля – Томсона).

         При дросселировании газа на 0,1 МПа его температура понижается в среднем на 0,3 ⁰С. При помощи штуцера можно достигнуть снижения температуры газа до 30⁰С, в результате чего из газа выделяется значительное количество водяного и углеводородного конденсата.

Рисунок 12.1 - Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа для отдельной скважины с использованием эффекта Джоуля—Томсона: 1 — добывающая скважина; 2 — манифольд; 3 — шлейф; 4 — каплеотбойник; 5— теплообменник типа «труба в трубе»; 6— редукционный аппарат (штуцер); 7 — низкотем­пературный сепаратор; 8 — конденсатосборник

 

Давление максимальной конденсации (р_мк) газоконденсатной смеси при рабочих температурах сепарации газа на промысле за­висит от молярного содержания С₅+ в пластовом газе и массового содержания метановых углеводородов во фракции конденсата, выкипающей в интервале температур 313–473 К.

Ориентировочно можно определить р_мк (в МПа) по формуле

р_мк                                                                              (12.1)

где С — молярное содержание С₅+ в пластовом газе, %; а  – молярное содержание метановых углеводородов, выкипающих в ин­тервале температур от 313 до 473 К, %.

УНТС размещают на групповом пункте сбора и промысловой подготовки (переработки) газа (ГП, УКПГ). При эксплуатации газоконденсатных залежей без поддержания пластового давления в условиях газового или упруговодонапорного режимов давление газа в залежи, на забое и устье скважины, перед редукционным аппаратом р₂ уменьшается. Давление в низко­температурном сепараторе поддер­живается постоянным. Следовательно, перепад давления Δр = р₂ — р_с, используемый для охлаждения газа при его расширении, уменьшается. При эксплуатации газоконденсатных залежей в рых­лых или слабосцементированных газосодержащих породах дебиты газовых скважин уменьшаются. Низкотемпературная сепарация — процесс однократной кон­денсации и разделения газа и жидкости. Даже при весьма низкой температуре 233К (— 40 °С) он не обеспечивает полного извлечения жидких углеводородов, но позволяет исполь­зовать пластовое давление для получения холода, совмещает про­цессы осушки и отбензинивания газа, может осуществляться на несложном оборудовании.

При эксплуатации установки НТС были выявлены следующие недостатки:

-         неэффективное использование давления в штуцере для получения низкой температуры;

-         уменьшение коэффициента теплопередачи от нагретого потока газа к холодному из-за уменьшения скорости потока газа в теплообменнике;

-         уве­личение площади теплообменника из-за уменьшения средней раз­ности температур и коэффициента теплопередачи;

-         неполное извлечение пропана и бутанов из перерабатываемого сырья;

-         недорекуперация холода из-за разности температур на теплом конце теплообменника Δt = t₁ – t₄;

-         потери холода в окружающую среду при наличии разности температур Δt = t_в –   на внешней поверхности теплообменника;

-         значительная потеря холода с жидкостью, отводимой из низкотемпературного сепаратора.

Для более эффективного использования природного газа и по­лучения низкой температуры в качестве редукционного органа используют:

-         сопло Лаваля;

-         вихревую трубу (труба Ранка);

-         расширительные машины — детандеры.