Обеспечение безгидратного режима работы газопромысловых коммуникаций (стр. 12 из 17)
Необходимый расход ДЭГ определяется по зависимости (рисунок 4.19).
Рисунок 4.19 Зависимость а от давления и температуры
Процесс абсорбции проходит в сравнительно узких температурных пределах. Верхний предел температуры абсорбции определяется потерями гликоля в результате испарения. Практически верхний температурный предел составляет около 35°С.
Требуемая температура абсорбции определяется границей, до которой может быть охлажден регенерируемый гликоль входящим газом, теплотой абсорбции поглощенной воды и газоконденсатным отношением. Низкий температурный предел абсорбции определяется влиянием вязкости гликоля на поглотительную способность воды. Минимальная температура процесса примерно равна 10°С. Схема установки осушки газа гликолями предусматривает вакуумную регенерацию раствора (рисунок 4.20); она предназначена для глубокой осушки газа. Поступающий газ проходит через входной сепаратор 1, в котором отделяется капельная влага. Затем он попадает в абсорбер - контактор 2 на нижнюю тарелку. Газ в абсорбере поднимается через тарелки вверх, контактируя с раствором гликоля, подающимся на верхнюю тарелку. Концентрированный раствор гликоля, постепенно насыщаясь, опускается в нижнюю часть контактора, откуда через теплообменник, выветриватель 5 и фильтр 6 поступает в выпарную колонну 7. В нижней части выпарной колонны поддерживается температура 150 - 180°С, а в верхней части 105°С. Регенерированный (концентрированный) раствор гликоля через теплообменник и холодильник снова подается на верхнюю тарелку абсорбера. Затем рабочий цикл начинается снова. Осушенный в абсорбере газ поступает в каплеотделитель 3, в котором отделяется уносимый капельный гликоль; газ из каплеотделителя уходит в газопровод. Раствор гликоля, определяемый в каплеотделителе, поступает через сбросную линию абсорбера на регенерацию. Для снижения потерь гликоля при регенерации в верхней части выпарной колонны обеспечивается холодное орошение; температура здесь поддерживается в пределах 80 - 105°С. Отходящие пары воды и гликоля из выпарной колонны через холодильник поступают в сборник конденсата 8, откуда пары воды эжектируются в атмосферу, а охлажденный гликоль поступает на орошение и хранение.
В современных установках совмещаются многие процессы по подготовке газа к транспорту.
Рисунок 4.20 - Принципиальная схема установки осушки газа гликолями.
1 - поступающий газ; II - осушенный газ; III - концентрированный гликоль; IV - охлаждающая вода; V - разбавленный гликоль; VI - поток орошения в колонну; VII - водяной пар; 1 - входной сепаратор; 2 - абсорбер; 3 - каплеуловитель; 4 - регулятор уровня; 5 - выветриватепь; 6 - фильтр; 7 - регенератор; 8 - сборник конденсата; 9 - паровой эжектор.
Диэтиленгликолевые установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих минус 20°С. При необходимости обеспечить более глубокую осушку используют адсорбционные установки, в которых поглотителем влаги служит силикагель. Другим важным технологическим показателем работы установки является скорость газа в свободном сечении колонны. Ее можно найти по формуле:
, (4.5)Величина К зависит от ρ (плотности газа в рабочих условиях, кг/м3). В первом приближении v можно принять равной 0,82 м/с. При заданных расходе обрабатываемого газа и его скорости в колонне можно найти диаметр абсорбера:
, (4.6)где Q - расход газа, м3/с; Р - давление в колонне, МПа; v - скорость движения газа в рабочих условиях; Т - абсолютная температура в колонне.
Диаметр испарительной колонны обусловлен допустимой скоростью в ней паров воды - 0,5 - 0,6 м/с.
Адсорбционная установка в отличие от абсорбционной работает циклически: поглотитель в ней неподвижен. Схематически процесс происходит следующим образом. Имеются две одинаковые колонны, заполненные адсорбентом (см. рисунок 4.21). Одна предназначена для поглощения влаги, другая - для регенерации. Газ через сепаратор 1 поступает снизу в колонну 2, проходит через адсорбент и осушенным уходит из верхней части емкости в газопровод. В это время в колонну 3 с помощью газодувки 4 сверху нагнетается нагретый до 250 - 300°С газ, который высушивает поглотитель. В теплообменнике 5 и холодильнике 6 газ охлаждается и направляется в сепаратор 7, где влага из системы удаляется. Холодный сухой газ подогревается в теплообменнике 5 и в печи 8 и направляется снова в колонну 2. Процесс продолжается до полного восстановления поглотительной способности адсорбента. Затем роли колонн меняются. Поглотительная способность твердых сорбентов составляет 4 - 8% их собственного веса. Механические примеси природного газа, тяжелые углево-дороды, сероводород заметно снижают активность твердых поглотителей. В благоприятных условиях поглотитель работает два-три года.
Рисунок 4.21 - Схема сорбционной установки для осушки газа
Необходимое количество сорбента G (кг) может быть найдено по формуле:
G = Q (W1 - W2) t/ a (4.7)
где W1, W2 - влагосодержание газа соответственно до обработки и после нее, кг/м3; Q - расход газа, м3/с; а - активность сорбента в %; t - продолжительность цикла, с.
Допустимая скорость газа в адсорбере может быть найдена по полуэмпирической формуле Леду:
, (4.8)Здесь v - весовая скорость, кг/м3; rг - плотность газа в колонне, кг/м3; rа - плотность адсорбента, кг/м3; d - средний диаметр гранулы адсорбента, м. Сорбент размещен на полках высотой 2 - 3 м. Производительность одной колонны до 50 - 100 м3/с. При необходимости осушать большее количество газа строят ряд параллельно работающих установок. Продолжительность поглощения 8 - 12 ч., регенерации - 4 - 8 ч.
4.4 Предупреждение гидратообразования в системах промыслового сбора газа залежей Ямбургского ГКМ
Для сбора газа на УКПГ Ямбургского месторождения, согласно проекту обустройства, была принята коллекторно-кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод - шлейф Ǿ 530 мм, при этом имеются как короткие (1 - 2 км), так и очень длинные шлейфы (до 12 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия АД - 1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ǿ 57 мм. В начальный период разработки давление газа составляло 9,4 - 9,8 МПа при температуре 10 - 16 ˚С на устье скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования при этих давлениях составляет 12 - 13 ˚С. следовательно, часть шлейфов (главным образом, длинные) работало в режиме гидратообразования.
Проведенное еще в 1987 году сотрудниками ВНИИГАЗа и “Ямбурггаздобычи” обследование термобарических режимов шлейфов подтвердило достаточно высокую эффективность проектного решения - теплоизоляции шлейфов: при температурах до минус 20 ˚С падение температуры составило в среднем 0,5 ˚С/км и определялось не только (а иногда, - и не столько) теплопередачей в окружающую среду, но и снижением температуры за счет падения давления, т.е. дроссель-эфектом.
Значение фактических коэффициентов теплопередачи К, полученных по промысловым замерам, колебались в широком диапазоне - от 0,3 до 3 - 4 ккал/м ч град (при расчетном проектном значении для новой сухой и неповрежденной теплоизоляции - 1 ккал/м ч град). Это объясняется главным образом сравнительно низкой точностью температурных измерений (особенно ненадежным представляется измерение температуры в начале шлейфа в зимнее время года), а также небольшим перепадом температур между началом и концом шлейфа. При более точных температурных измерениях по-видимому следует ожидать, что экспериментальный коэффициент теплопередачи для шлейфов Ямбургского месторождения будет не очень сильно подвержен влиянию сезонного колебания из-за того, что все шлейфы теплоизолированы с наземной прокладкой. Для сравнения отметим, что на месторождении Медвежье имеются теплоизолированые шлейфы, уложенные подземным способом. При этом осредненный коэффициент теплопередачи таких шлейфов испытывает весьма сильное колебание в течении года (в три - четыре раза). Особо отметим, что максимальных значений коэффициент теплопредачи К достигает в период активного таяния снегов и появления талых вод (май, июнь), а также с наступлением дождливого периода и резкого снижения среднесуточной температуры (сентябрь, октябрь, ноябрь), что связано с появлением открытых участков шлейфа и насыщением влагой грунта, окружающего шлейф.
В то же время наземная прокладка шлейфов в теплоизоляции позволяет в значительной степени избежать этого негативного явления, но вместе с тем все-таки приводит к заметному охлаждению газа в шлейфах при сильных морозах (минус 35 ˚С и ниже).
4.5 Основные характеристики, влияющие на расход ингибиторов
Для расчета изменения условий образования гидратов в присутствии ингибиторов, а также их содержания в газовой и жидкой углеводородных фазах необходимо определять активности компонентов водного раствора ингибитора. Активности воды и метанола в системе вода - метанол. Поведение системы вода - метанол слабо отличается от идеального, поэтому для описания зависимости коэффициентов активности от состава можно пользоваться практически любыми уравнениями. Воспользуемся уравнениями Ван - Лаара: