ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Требования к качеству промысловой обработки природного газа из "Оптимизация процессов газопромысловой технологии" К качеству обработки природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, предъявляются определенные требования, выполнение которых должно обеспечивать нормальный транспорт газа и использование его у потребителей без осложнений, с соблюдением санитарных норм и условий безопасности. Основное требование к газу, подлежащему транспортированию по газопроводу, — отсутствие конденсации воды и углеводородов при давлениях и температурах, соответствующих режиму работы газопровода. Для соблюдения данных условий необходимо выполнение всех требований и норм ОСТ 51.40—83 на природные горючие газы [17]. [c.22] Количество водяных паров, содержащихся в газе, зависит от давления, температуры и состава газа. Чем выше температура при неизменном давлении, тем большее количество воды в виде пара содержится в газе, а с увеличением давления при неизменной температуре газа это количество уменьшается. Чем выше молекулярная масса газа, тем больше водяных паров имеется в единице его объема. К основным характеристикам влажного природного газа относятся его абсолютная и относительная влажности и так называемая точка росы. [c.22] Если содержание водяных паров е в рассматриваемом объеме газа таково, что дальнейшее его увеличение повлечет за собой конденсацию водяных паров, то газ будет насыщен парами воды. Таким образом, при е .е природный газ будет ненасыщенным, а при е = ен — насыщенным парами воды. Природный, газ может быть насыщен парами воды только в том случае, если в нем содержится свободная вода в жидком состоянии [18]. [c.22] Установлены дифференцированные нормы на допустимое содержание влаги по температурам точки росы для районов Крайнего Севера, средней и южной полосы СССР. Нормы различны для летнего и зимнего времени года. [c.22] Для среднеумеренной и южной зон температура точки росы по влаге по двум категориям газа принята равной для зимнего периода —10 и —5°С, для летнего периода —3 и 0°С соответственно. [c.23] Указанные нормативы должны обеспечиваться принятой на ГДП технологией осушки природного газа. [c.23] Этот показатель определяет условия транспортирования природного газа в однофазном состоянии, поскольку наличие в нем конденсирующихся углеводородов может привести, при определенных термодинамических условиях в системе, к выделению конденсата. [c.23] Современные процессы газопромысловой технологии дают возможность в условиях ГДП выделять из газа тяжелые углеводороды до температуры точки росы —40 °С. Такая глубина извлечения позволяет наиболее полно использовать углеводороды для получения сжиженных газов, индивидуальных углеводородов для синтеза многих новых продуктов и в других целях. [c.23] Глубина извлечения углеводородов из газа определяет его калорийные характеристики. Температура точки росы по углеводородам по отраслевому стандарту должна иметь те же значения, что и температура точки росы по влаге. По содержанию углеводородов оценивают качество природного газа. [c.23] Наличие в газе минеральных взвешенных частиц, продуктов коррозии, металлов и других механических примесей также вызывает эрозию и преждевременный износ газопромыслового оборудования, запорно-регулирующей арматуры и средств автоматики, что увеличивает вероятность возникновения аварийных ситуаций на технологических объектах ГДП. Содержание механических примесей в обработанном природном газе в соответствии с требованиями стандарта должно быть не более 0,1—0,3 г/1000 м . [c.23] Основные объекты газопромысловой технологии взаимосвязаны между собой, и в связи с этим неразрывность технологических процессов добычи и обработки природного газа как единой газогидродинамической системы заключается в следующем. Природный газ из скважины поступает на установки комплексной подготовки газа (УКПГ), предназначенные для сбора и промысловой обработки газа и конденсата (извлечение влаги и углеводородов, очистка от механических примесей) и составляющие совместно с газопромысловой сетью основу обустройства газового (газоконденсатного) месторождения. Согласно [10] в истории развития техники и технологии промысловой обработки газа можно выделить три основных этапа. [c.24] Первый этап (до 1960 г.) характеризовался внедрением индивидуальных систем обработки добываемого газа. При этом каждая скважина оборудовалась устройствами, предназначенными для очистки газа от механических примесей, жидкости и предотвращения гидратообразования (сепараторы, конденсатосборники и т, д.). От прискважинных сооружений газ поступал на установку осушки, после которой направлялся в магистральный газопровод. В этот период интенсивно проводились исследования по созданию газосе-параторов различных конструкций, в которых отделение газа от жидкости и твердых примесей основано на принципе проявления сил гравитации, инерции или центробежных сил. [c.24] Этот этап характеризуется разработкой и дальнейшим совершенствованием аппаратуры и оборудования для установок промысловой обработки газа. В этот период создаются сепараторы с различными насадками (жалюзийными, сетчатыми и т. д.), применяется более совершенная теплообменная аппаратура (кожухотрубчатые, воздушные, оребренные теплообменники и т. д.), а также разрабатываются методики расчета процессов. [c.25] Одновременно изменилась основная задача промысловой обработки газа. Она заключалась уже не только в обеспечении безаварийного транспортирования газа по магистральным газопроводам, но и в использовании добываемого углеводородного конденсата как ценного химического сырья для получения товарных продуктов. С этой целью широкое распространение на газовых месторождениях получили процессы абсорбционной и адсорбционной очистки и осушки природного газа. [c.25] Современный этап развития техники и технологии характеризуется внедрением в практику добычи природного газа автоматизированного высокопроизводительного оборудования, а также уста новок НТС, абсорбционной и адсорбционной очистки и осушки природного газа в блочно-модульном исполнении. При этом боль шое внимание уделяется выбору технологической системы обустройства месторождения, кotopaя зависит от запасов газа на месторождении, площади и конфигурации его, числа и характеристики продуктивных пластов, рабочих дебитов скважин, устьевого давления, состава газа, наличия в нем конденсата и вредных примесей (сероводорода, углекислого газа, органических кислот), числа скважин и системы их размещения на месторождении, а также от принятого метода и технологии подготовки газа к транспортированию. На ГДП применяются технологические схемы группового сбора, позволяющие учитывать количество газа и обрабатывать его на УКПГ, размещаемых в центре группы скважин. При групповой системе сбора газа значительно улучшается качество обработки газа за счет внедрения более совершенной техники и технологии. [c.25] При групповом обустройстве ГДП на газовых и газоконденсатных месторождениях возможны централизованная и децентрализованная схемы сбора газа и конденсата. [c.25] При централизованной схеме на УКПГ осуществляются лишь сбор и первичная обработка газа. Окончательная подготовка его, а также углеводородного конденсата к транспортированию осуществляется на головных сооружениях (рис. 7). [c.25] Децентрализованная схема предусматривает сбор газа и окончательную подготовку его, а также подготовку углеводородного конденсата к транспортированию на каждой УКПГ (рис. 8). [c.25] В процессе эксплуатации объектов газопромысловой технологии возникает задача определения наилучших технологических режимов установок ГДП, которые позволяют получать максимальный эффект от промысловой обработки природного газа. Эта задача формулируется как задача оптимизации процессов газопромысловой технологии, а в качестве показателя эффективности используется критерий оптимизации, являющийся целью оптимального управления. Реализация функций оптимизации осуществляется с помощью параметров управления, позволяющих переводить технологический объект из начального состояния в заданное. [c.27] Управление объектами газопромысловой технологии большей частью осуществляется по замкнутой схеме с наличием канала обратной связи, при помощи которого управляющий орган получает информацию о состоянии технологических процессов и внешней среды для последующего формирования управляющих воздействий. Обратная связь — один из важнейших факторов управления, используемый в качестве средства оптимизации. При помощи обратной связи обеспечивается нужное соотношение между входными и выходными параметрами и реализуется неразрывное единство заданной степени организованности управляемой системы и протекающих в ней потоков информации. В связи с этим управляющий орган должен обладать правом распоряжаться имеющимися ресурсами и в определенной мере изменять течение контролируемых процессов. Качество управления связано с оптимальным использованием вовлекаемых ресурсов для поддержания оптимальных режимов эксплуатации. [c.27] Вернуться к основной статье