3.5. Низкотемпературная сепарация

Осушка и извлечение конденсата из газа, добываемого на газоконденсатных месторождениях, совмещаются в одном процессе - низкотемпературной сепарации (НТС). При охлаждении газа за счет дросселирования и применения установок искусственного холода или турбодетандеров одновременно выделяются углеводород и влага. Для борьбы с образующимися гидратами в поток сырого газа перед теплообменниками "газ-газ" впрыскивают метанол или гликоли. Точка росы по влаге определяется температурой и концентрацией гликоля на выходе теплообменника. Схема линии промысловой установки НТС производительностью 4 млн. м/сут с использованием установки искусственного холода изображена на рис. 3.13. Газ при температуре 40 °С и давлении 5,5 МПа поступает в трубное пространство теплообменников, в которых охлаждается обратным потоком газа до температуры -5°С. В результате изобарического охлаждения прямого потока тяжелые углеводороды отделяют от газа в сепараторах С-1 и С-2. В сепараторе первой ступени С-1 отделяются конденсат и влага, выделившиеся из газа от пласта до сепаратора. В сепараторе второй ступени С-2 отделяется смесь конденсат-гликоль. Далее газ поступает в трубное пространство испарителя, в котором в результате теплообмена между кипящим хладагентом и газом последний охлаждается до температуры -12 °С. Выделившаяся жидкость отводится из сепаратора С-3 на разделение, а очищенный и осушенный холодный газ, после теплообменников нагретый до температуры 30-35 °С, с давлением 5,3-5,4 МПа поступает в магистральный газопровод.

Рис. 3.13. Технологическая схема установки НТС с искусственным холодом:

С-1, С-2, С-3 - сепараторы; Т-1, Т-2 - теплообменники; И-1 - испаритель; ОЖ-1 - отделитель жидкости;

Т-5 - теплообменник утилизации холода конденсата; О - газ сырой; Ос - газ осушенный;

К-В - смесь конденсат - вода; К-Д - смесь конденсат - ДЭГ; Др - ДЭГ регенерированный;

Аг - аммиак газообразный; Аж - аммиак жидкий

Для вырабатывания холода на установках HTС применяют пропановый АТП-5-5/3 и аммиачный АТКА-545-4000-1 турбокомпрессоры.

Парообразный аммиак (рис. 3.14) из испарителей установки НТС с давлением 0,18 МПа и температурой от -23 до -18°С направляется на холодильную установку и в сухой отделитель жидкости ОЖ-2, после чего компримируется в компрессоре. Сжатый парообразный аммиак смешивается с потоком парообразного аммиака из промежуточной емкости ПСГ-250, после чего еще раз компримируется и подается в воздушный конденсатор. Сконденсировавшийся аммиак направляется в линейные ресиверы и далее через испарители на установку НТС.

Рис. 3.14. Технологическая схема холодильной установки:

ТК-1 - аммиачный турбокомпрессорный агрегат; ПС-1 - промежуточный сосуд; ОЖ-2, ОЖ-3 - отделители жидкости; ВКХ-1 - воздушный холодильник-конденсатор; ЭЛ - ресивер линейный; Аг - аммиак газообразный; Аж - аммиак жидкий

Глава 4 транспорт газа

4.1. Основные понятия и формулы

Пропускная способность газопровода в сутки (в млн. м/сут)

,

где - годовая пропускная способность газопровода, млрд. м/год;- среднегодовой коэффициент использования пропускной способности газопровода,- коэффициент народнохозяйственного резерва;- относительный показатель надежности газопровода;- коэффициент регулирования неравномерности газопотребления.

Пропускная способность участка газопровода (при 0,1013 МПа и 20 °С)

,

где - внутренний диаметр газопровода, мм;и- давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа;- коэффициент гидравлического сопротивления;- относительная плотность газа по воздуху;- средняя температура по длине газопровода, К;- средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа;- длина участка газопровода.

Пропускную способность участка газопровода при разности отметок его более 200 м рассчитывают по формуле

где ;- отметка конечной точки расчетного участка относительно начальной, м;- метка-й точки трассы относительно начальной, м;- длина-гo участка, км.

Среднее давление газа на участке газопровода

.

Давление газа в произвольной точке участка газопровода

,

где - расстояние от начала до произвольной точки участка газопровода.

Число Рейнольдса определяют по формуле

,

где - линейная скорость потока газа, м/с;- плотность газа, кг/м;- диаметр газопровода, мм;- динамическая вязкость газа, Па·с;- кинематическая вязкость газа, м/с;- относительная плотность газа по воздуху;- пропускная способность газопровода, млн. м/сут.

Теоретический коэффициент гидравлического сопротивления , где 1,05 - поправочный коэффициент, учитывающий сопротивления линейных кранов и многониточных переходов;- коэффициент гидравлического сопротивления трубы при течении газа:

для ламинарного режима (Re < 2·10)= 64/Re;

для зоны гладкостенного режима (Re = 24·10)

= 0,067(158/Re)= 0,1844/Re:

для зоны смешанного или переходного режима (Re > 4·10)

= 0,067(158/Re+2)= 0,067(158/Re+)

- эквивалентная шероховатость, т. е. средняя высота линейных размеров выступов (для новых газопроводов = 0,03 мм);- относительная шероховатость, 1/мм;;

для зоны квадратичного режима

= 0,067(2)= 0,067.

При эквивалентной шероховатости, равной 0,03 мм

= 0,03817.

Коэффициент гидравлического сопротивления можно определить по номограмме, изображенной на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа

Рейнольдса Re и шероховатости

Пропускная способность газопровода для граничных условий течения газа (между переходным и квадратичным режимами) при = 0,03 мм определяется по номограмме на рис. 4.2 или по формуле= 0,4при Re = 11.

Рис. 4.2. График для определения режима течения газа

Для эквивалентной шероховатости = 0,03 мм коэффициент гидравлического сопротивления для труб различного диаметра можно найти по номограмме, изображенной на рис. 4.3.

Рис. 4.3. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от расхода

газа и диаметра газопровода

При квадратичном режиме течения теоретический коэффициент гидравлического сопротивления определяют по номограмме на рис, 4.4.

Рис. 4.4. Зависимость от диаметра газопровода при квадратичном режиме

Пропускная способность газопровода в общем виде

, (4.1)

где - поправочный коэффициент, учитывающий отклонение режима течения газа от квадратичного, определяется графически (рис. 4.5) в зависимости от пропускной способностии диаметра газопровода(для квадратичного режима= 1);- коэффициент, учитывающий влияние подкладных колец (при расстоянии между кольцами= 0,= 1; при= 12 м,= 0,975; при= 6 м,= 0,95);- коэффициент эффективности, учитывающий состояние внутренней полости газопровода.

Рис. 4.5. График определения коэффициента

Для упрощения расчетов по формуле (4.1) можно пользоваться табл. 4.1 (при = 0,6,= 0,92 и= 288 К), в которой- наружный диаметр газопровода, мм;- толщина стенки газопровода, мм;

.

Таблица 4.1