97. Подготовка природного газа по технологии нтс.

Холод при высоких давлениях природного газа получают на специальных установках, называемых установками низкотемпера­турной сепарации (НТС). В установках НТС отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления в штуцерах. Установка НТС, приведенная на рис.1, работает следующим образом. Газ из шлейфов 1 под высоким давлением поступает в каплеотбойник 2, где освобождается в основном от воды. Затем газ проходит смеситель С и вместе с ДЭГом подается в теплооб­менник типа «труба в трубе» 3, где предварительно охлаждается холодным газом, поступающим из низкотемпературного сепарато­ра 5. Предварительно охлажденный газ высокого давления реду­цируется в штуцере 4 до давления максимальной конденсации, в результате чего резко понижается его температура. При резком понижении давления и температуры газа из последнего выделя­ется вода и углеводородный конденсат, которые постепенно накапливаются в конденсатосборнике низкотемпературного сепара­тора 5. Смесь воды с ДЭГом и жидкими углеводородами поступает через исполнительный механизм на сепараторе 5 и штуцер 8 в первый конденсатосборник 9, где ДЭГ отделяется от углеводородного конденсата. ДЭГ по трубопроводу 11 под собственным дав­лением (5 МПа) поступает на установку регенерации, а углеводородный конденсат последовательно проходит конденсатосборники 9, в которых его давление постепенно снижается за счет редуцирования в штуцерах 8. Постепенное (а не резкое) снижение давления углеводородного конденсата проводится с целью получения максимального выхода стабильного конденсата. Холодный и осушенный газ всегда с постоянным давлением из низкотемпературного сепаратора 5 поступает в теплообменники 3, где температура его повышается за счет горячего газа, а из них сначала на измерительную шайбу 12, затем в сборный коллектор сухого газа 13, идущий на головные сооружения.

Рис. 1. Схема установки НТС с использованием дроссель-эффекта.

1–шлейф или сборный коллектор; 2– каплеотделитель;

3– теплообменники; 4– штуцер;

5– низкотемпературный сепаратор; 6– коллектор-распределитель газа с низкой температурой (отрицательной);

7– дозировочный насос для подачи ингибитора с целью предотвращения гидратообразования;

8– штуцеры, понижающие давление в конденсатосборниках; 9– конденсатосборники;

10– конденсатопровод на (ПГРС);

11– трубопровод, транспортирующий ДЭГ на установку регенерации;

12– измерительная шайба для сухого газа; 13– коллектор сухого газа, идущий на головные сооружения.

ПГРС – промысловую газораспределительную станцию.

94. Сепарация нефти. Классификация сепараторов.

Сепарация проводится с целью:

1. получение нефтяного газа, используемого как химическое сырье или топливо;

2. снижение гидравлических сопротивлений;

3. разложение образовавшейся пены;

4. отделение воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

5. уменьшение пульсаций при транспорте нефти от сепараторов 1-й ступени (смонтированной на площадке ДНС) до УПН.

В нефтяных сепараторах любого типа разделяют 4 секции:

1) Основная сепарационная секция. Служит для выделения газа из нефти. Важно конструктивное оформление ввода продукции скважины (радиальное, тангенциальное, диспергаторы);

2) Осадительная. Нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям.;

3) Сбора нефти. Нефть может находиться в однофазном состоянии или в смеси с газом.;

4) Каплеуловительная.

Работа сепаратора характеризуется двумя показателями: 1) кол-вом капельной жидкости, уносимой потоком газа из этой секции 2) кол-вом газа, уносимого потоком нефти из секции 3. Чем ниже эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

Эффективность сепаратора:

Где G_1н, G_2н – расходы нефти до и после сепаратора; G_1Г, G_2Г – то же самое газа; V₁, V₂ – объемы расхода газа до и после сепаратора.

Qн+Qг=const.

K_ж=q_ж/V_Г, K_г=q_г/Q_ж.

Удельный унос капельной жид-ти газом Кж и удельный унос свободного газа потоком нефти Кг; qж, qг – объемные расходы капельной жид-ти и свободного газа, уносимые из сепаратора, см³/час.

Степень технического совершенства сепаратора характеризуется следующими факторами:

1. min d капель жид-ти, задерживаемых в сепараторе;

2. max допустимой υср газового потока в свободном сечении сепаратора;

3. временем пребывания жидкости в аппарате.

Кж допустимая <= 50 см³/(1000 м³ газа), при этом Кг<= 20000 см³/(м³ жид-ти).

Для невпсенивающихся и маловязких нефтей время пребывания в сепараторе принимается равным 2-3 мин, а для вспенивающихся – 5-20 мин (маловязкие – μн до 5*10^-3 Па*с, высоковязкие – μн > 1,5*10^-2 Па*с).