ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Процессы газопромысловой технологии в структуре газодобывающего предприятия и их классификация из "Оптимизация процессов газопромысловой технологии" В ближайшие годы ожидается ввод в эксплуатацию большого количества месторождений, в газе которых содержатся ценные компоненты (конденсат, сероводород и т. д.), а также влага. Эти месторождения различаются как по своим запасам, так и по содержанию компонентов. Известны месторождения, в газе которых содержится до 10 % этана, 5 % пропан-бутановых фракций, 8 % сероводорода. Конденсаты некоторых залежей содержат до 40 % ароматических углеводородов [18]. [c.5] В связи с этим для транспортирования по магистральным газопроводам необходимы тщательная очистка и осушка газа от твердых примесей, агрессивных компонентов и влаги, так как они способствуют быстрому износу дорогостоящего оборудования и вызывают нарушения в условиях нормальной эксплуатации. Для предотвращения этих явлений на газодобывающих предприятиях (ГДП) используют процессы газопромысловой технологии, позволяющие извлекать из природного газа значительную часть углеводородов, являющихся ценным химическим сырьем, а также влагу [19]. К этим процессам в первую очередь относятся массообмен, теплообмен, сепарация, абсорбция, конденсация и т. д. Данные типовые процессы позволяют сформировать способы обработки природного газа, характеризующие высокую эффективность газопромысловой технологии. К ним следует отнести следующие низкотемпературную сепарацию природного газа абсорбционные и адсорбционные процессы осушки и очистки природного газа. [c.5] Низкотемпературная сепарация (НТС) природного газа — технологический процесс, предназначенный для выделения из потока газа в промысловых условиях углеводородного конденсата и влаги при низких температурах. Снижение температуры газа при постоянном давлении сопровождается переходом части углеводородов в жидкую фазу. При этом степень конденсации компонентов обратно пропорциональна значениям их констант равновесия. Давление, при котором выход жидкой фазы наибольший, считается давлением максимальной конденсации [19, 21]. [c.5] Сепарируемый поток газа, поступающий в сепаратор, рассматривается как двухфазная система, состоящая из газовой и жидкой фаз, в качестве которой принимается вода, углеводородный конденсат и ингибитор гидратообразования. Перечисленные компоненты содержатся в потоке газа как в паровой, так и в жидкой фазах. Для упрощения обычно считают, что конденсация этих веществ происходит в точке с бесконечно большой скоростью, т. е. время конденсации бесконечно мало. [c.6] Конденсация углеводородного конденсата из природного газа, начиная от пласта и кончая магистральным газопроводом, сопро-вожд 1ется изменением состава первоначальной смеси, т. е. на газоконденсатных месторождениях процесс извлечения конденсата многоступенчатый. Процесс конденсации зависит в основном от температуры и давления. [c.6] Изменение состава газа при отборе конденсата при многоступенчатой сепарации приводит к уменьшению интенсивности конденсации на последующих ступенях. [c.7] Количество водяных паров, содержащихся в газе, зависит от температуры, давления и состава газа. Чем выше температура при неизменном давлении, тем больше воды в виде пара содержится в газе, а с увеличением давления это количество воды уменьшается. Чем выше молекулярная масса газа, тем больше водяных паров имеется в его объеме. [c.7] Значение Ои обычно составляет 17—30 г/1000 м . Растворимость ингибиторов зависит как от их состава, так и от состава конденсата. [c.7] Различают интегральный эффект дросселирования, когда давление понижается на значительную величину, и дифференциальный эффект, когда изменение температуры происходит при бесконечно малом изменении давления. [c.8] Зная начальное и конечное давления газа, а также его начальную температуру, уравнение (1) можно решить методом последовательного приближения, задаваясь сначала конечной температурой газа, которая наряду с начальной температурой используется для определения средних величин функций, входящих в (1). [c.8] В процессе НТС (рис. 1) газ из скважин поступает в теплообменник Г-1, где охлаждается потоком отсепарированного газа, затем в сепаратор С-1, в котором происходит отделение влаги, выделившейся из газа при понижении его температуры. Дальнейшее охлаждение газа происходит в теплообменнике 7-2 и далее за счет дроссель-эффекта. Охлажденный газ поступает в сепаратор второй ступени С-2. Осушенный и очищенный газ, пройдя через межтрубное пространство теплообменников Т- и Г-2, поступает в магистральный газопровод. [c.9] Для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной сепарации предусмотрен впрыск раствора ингибитора гидратообразования в технологическую линию перед теплообменником Г-1. [c.9] Насыщенный конденсат, выделенный из газа в сепараторе второй ступени С-2 и представляющий собой смесь водного растворам ингибитора и конденсата, поступает сначала на установку регенерации, а затем на установку подготовки конденсата. [c.9] Процесс НТС обеспечивает необходимую точку росы по влаге ч конденсату, достаточную для транспорта в средних широтах. [c.9] Абсорбционная осушка природного газа — процесс разделения бинарных или многокомпонентных газовых смесей, Осуществляемый избирательным поглощением отдельных компонентов смеси жидким поглотителем — абсорбентом в результате контакта неравновесных потоков газа и абсорбента [2, 21]. [c.10] Характерная особенность процесса абсорбции — независимое от таза формирование потока абсорбента и наличие в нем более тяжелолетучих компонентов, чем в газе. После контакта неравновесных потоков газа и жидкости газ обогащается легколетучими, а жидкость — тяжелолетучими компонентами, главным образом, за счет перехода тяжелолетучих компонентов и влаги из газа в жидкость. [c.10] Из применяемых абсорбентов наиболее полно этим требованиям отвечают этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и три-этиленгликоль (ТЭГ). [c.10] Вязкость водных растворов ДЭГа возрастает с увеличением его концентрации и уменьшается с повышением температуры. [c.10] Физическая основа разделения в процессе абсорбции — массообмен между неравновесными потоками природного газа и жидкости. [c.10] Для эффективного протекания процесса абсорбции (процесса поглощения газов жидкостью) необходимо использовать противо-точную схему для образования большой, поверхности соприкосновения. [c.10] Вернуться к основной статье