Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1. Классификация промысловых систем сбора и транспорта скважиной продукции
Сбор продукции ГиГК скв-н – это технологический пр-с внутрипромыслового транспорта Г от скв-н или кустов скв-н до уст-к подготовки его к дальнему транспорту. Под системой сбора в общем случае понимается разветвленная сеть внутрипромысловых трубопроводов соединяющих скв-ны (кусты) с УКПГ, а также устройства обеспечивающие надежное функционирование этой сети т/пр. Внутрипромысловые г/пр обычно подразделяются на шлейфа и Г-осборные коллекторы, различающиеся -м. ГПр-ы малого диаметра от одиночных скв – (=102, 125, 150 мм) или от кустов скв – (=219, 279, 426 и 500 мм) – шлейф.
Детально анализируя инфор-ию по дейст-м и проектным сист сбора приходят к заключению, что наибольшие практи-ое применение получили след системы: индивидуальная, групповая, централизованная, децентрализованная (рис 1). Взависимости от конф-ции газосб-ых коллекторов м выделить индив-ые схемы сбора 3-х основных типов: линейные, лучевые, кольцевые (рис 2). Та или иная конф-ия газосб кол-ры опр-ся формой г/н структуры и особе-ями размещения скв на м/ии, их числом, а также треб-ми надежности системы. Линейные кол-ры наиболее хар-н для м/й с вытянутой S г/н, в то время, как закольцованный коллектор в наиболшей степени отвечает требованиям надежности эксп-ии. Посколько в настоящие время в России разр-ся гл.об.крупные м/я, то индив-ые схемы сбора приме-ся только на старых мелких м/ях. При освоение сравн-но крупных м/Ий выевлялись недостатки инд-ых схем сбора и промысловой обработки газа: 1) для обслуживания скв и прискваженного обор-ия треб-ся значительное кол-во квалиф-ия песонала; 2) промысловое обор-ие распр-но по большой терр-рии, что приводит высокой металлоемкости коммуникаций и значительным длинным промысловым дорогам; 3) сложности надежности функ-ия систем дистац-го управления технологическим режимом скв и промысловой прискважиным обор-ем. Поэтому в дальнейшем стали применять экон. и техн-ки более прогрессивные групповые системы сбора и внутрипромыслового тр-та газа (рис 3). В раках этих схем газ со скважин подается по шлейфам на газосборные пункты или на установки предв-ой подготовки газа-УППГ, где пров-ся замер и первичная сепарация газа. Затем газ подается в ситему газосбор. кол-ов, из которых газ поступает на УКПГ или газосборные пункты-ГСП. На ГСП или УКПГ проходти окончательная осушка и очистка газа, далее газ поступает в м/г/пр. Такая групповая схема назывется цинтрализованной (рис 3а). Вцелях резкого сокращения капит-ых и экспл-ых затрат на основание крупных и гиганстких м/й была образована групповая децентрализованная сист.сб.(рис 3б). По этой схеме газ от кустов скв подается поь шлейфам или колл-ам на УКПГ большой производительности, где проходит полную промысловую подготовку, т е очистку, осушку и извлечения нестабильного кон-та. Затем подается либо на головной участок м/г/пр или в спец промысловый коллектор. Причем на мест-ях м.б. несколько УКПГ. На рис4-6 приведено несколько совр-х схем сбора газа на УКПГ Уренг-го ГКМ. Число скв в кустах здесь составляет от 2 до 5, длина шлейфа или коллекторов от 5 до 8 км, число скв подключенных к УКПГ от 42 до100. Из рассмотрения рис видно, что применительно к УКПГ-1 и УКПГ-2В шлейфов кустов скв заканчиваются непосредственно на утан-ах. На УКПГ-11 хар-на ярко выр-ая коллекторно-лучевая сх.сб. За счет этого существенно снижается металлоемкость газосб.сетей. Следует отметиь, что с развитием техники и технологии наклонно-напрвленого и горизонтального бурения скв появ-ся газодинам-ая допустимая возм-ть сущ-го увеличения числа скв в кустах. Более перспективным представляется сбор газа с укрупненных кустов скв по индив-ым шлейфам, что в коненом счете понижает экспл-ыезатраты на предупр-ия гедрато-ия в газосборных ситях. Учитывая современные тенденции проектирования сверхмощных УКПГ и как => возрастание числа скв, подклюю-ых к УКПГ и значительно увел-я расстояние от кустов скв перспективными становится сист.сб. газа оптим-ым образом сочитающих достоинства как централизованных, так и децентрализованых схем (рис 7). Основная особенность этих схем состоит в делении кустов скв на 2-3 группы: ближние, средние, дальние, в соответствие с длиной их шлейфов. Причем промысловая обработка сырого газа, поступа-го с каждой груп. кустов, осущ-ся на своих технол-их линиях УКПГ. При этом газ дальних кустов м проходить первичную сепарацию на УППГ, откуда по кол-ру большего диаметра проходит на УКПГ. Такой подход позволяет сущ-но сократить не только расход ингибиторов гидратооб-ия, но и отказ-ся от традиц.сист. регенирации ингибитора, а также сущ-но снизить конц-ию ингибиторов в сточных водах УКПГ.
2. Классификация продукции Г-овой промышленности
1. природные и нефтяные Г-ы, используемые как топливо. Основной комп-т – метан. Г-ы содержат также и другие у/в-ы, СО2, N2 до нескольких % и незначительные кол-ва сернистых соединений;
2. Г-ообразные технически чистые у/в-ы и гелий, а также Г-овые смеси с заданным составом. Эти продукты используют для специальных целей;
3. жидкие смеси разных у/в-ов и технически чистые жидкие комп-ты, в том числе широкая фракция легких у/в-ов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропан-бутана, сжиженные изо – и нормальные бутаны, жидкий гелий и т.д. Эти Г-ы могут находиться в жидком состоянии при t=0оС и опр-ном избыточном давлении.
4. продукты находящиеся в н.у. в жидком состоянии: кон-т, Г-овые бензины и продукты их переработки.
5. твердые продукты: канальная сажа, технический углерод, Г-овая сера.
При исп-нии ПГ и продуктов его переработки в количестве топлива или сырья к ним предъявляются требования:
– по ограничению уровней возможных загрязнений ОС при сбросе продуктов сгорания в атмосферу;
– по качеству товарной продукции.
ПГ и продукты его переработки, направленные промышленным и бытовым потребителям, должны отвечать стандартам и техническим усл-ям их транспортировки, хранения, постановки и использования.
Требования к качеству Г, подаваемого в МГ
1. Г при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов;
2. качество Г должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в г/пр у/в-ой ж-ти, водяного к-та и г-ых гидратов;
3. товарный Г не должен вызывать осложнений у потребителя при его исп-нии.
Для того, чтобы Г отвечал указанным требованиям, необх-о определить точку росы по воде и у/в-ам, Сод-е в Г-е сернистых соединений, мех-х примесей и кислорода.
Техн условия к качеству природного и попутного нефтяного Г-ов могут быть подразделены на несколько групп.
1. Технические требования на Г-ы, поступающие во внутрипромысловые коллекторы после их первичной обработки на промысле;
2. Технические требования на Г-ы, предназначенные в качестве сырья и топлива при промышленном и коммунально-бытовом потреблении;
3. Технические требования на Г-ы, подаваемые в МГ;
4. Технические требования на Г-ообразные чистые комп-ты, получаемые из ПГ;
5. Технические требования на Г-овые смеси опр-ного состава, используемые для специальных целей (стандартные смеси для хроматографии).
Технические требования на качество ПГ в настоящее время нормируются 3 стандартами.
1. ОСТ на Г-ы горючие природные, поставляемы и транспортируемые по МГ, ОСТ 51.40-93
2. ГОСТ 5542-87 на Г-ы природные для промышленного и коммунально-бытового назнач-я
3. Государственным стандартом 27577-87 на Г природный сжатый для Г-обаллонных автомобилей (
Наличие нескольких стандартов опр-ся различными требованиями при использовании Г в промышленности, в быту и как топлива для Г-обаллонных автомобилей.
3. Современные тенденции развития техники и технологии систем сбора углеводородного сырья на ГиГКМ.
Следует отметить, что с куста скважин, пробуренных на один экспл-ый объект, в наст-ие время проектируется и один общий шлейф. Если в кусте имеются скв на разных экспл-ых объектах, то рекомендуется по каждому экспл-му объекту проек-ть свою систему сбора.
Однако в преспективе при стр-ве мощных и свермощных кустов скв, разра-ых один экспл-ый объект с целью повышения надежности и технической гибкости системы сбора целес-но проводить конструктивные проработки и 2-х трубные системы сбора с 2-мя шлейфами от куста скв. Для кустов сред. размера и при наличии 2-х экспл-ых объектов иногда целесообразно рассматривать варианты однотрубных систем сбора с применением кустовых ижентирующих устройств дла выравнивания Р двух групп скв.
Газовые потоки с нескольких шлейфов могут объединятся в газосборный коллектор- это диаметр 325,426 или 500 мм, ведущей к установкам промысловой подготовки газа.
Более перспективным представляется сбор газа с укрупненных кустов скв по индив-ым шлейфам, что в коненом счете понижает экспл-ыезатраты на предупр-ия гедрато-ия в газосборных ситях. Учитывая современные тенденции проектирования сверхмощных УКПГ и как => возрастание числа скв, подклюю-ых к УКПГ и значительно увел-я расстояние от кустов скв перспективными становится сист.сб. газа оптим-ым образом сочитающих достоинства как централизованных, так и децентрализованых схем (рис 7). Основная особенность этих схем состоит в делении кустов скв на 2-3 группы: ближние, средние, дальние, в соответствие с длиной их шлейфов. Причем промысловая обработка сырого газа, поступа-го с каждой груп. кустов, осущ-ся на своих технол-их линиях УКПГ. При этом газ дальних кустов м проходить первичную сепарацию на УППГ, откуда по кол-ру большего диаметра проходит на УКПГ. Такой подход позволяет сущ-но сократить не только расход ингибиторов гидратооб-ия, но и отказ-ся от традиц.сист. регенирации ингибитора, а также сущ-но снизить конц-ию ингибиторов в сточных водах УКПГ.
4. Выбор структуры системы сбора и местоположение объектов по подготовке у/в-го сырья на ГКМ.
Эффективность системы сбора у/в-го сырья во многом зависит от местоположения установки по подготовке Г и к-та к транспорту, то есть протяженности однотрубной системы сбора, поскольку наличие в системе жидкой фазы приводит к росту энергопотерь на транспорт у/в-ов по сравнению с однофазным потоком. Подготовка Г и к-та к транспорту требует затрат энергии, к-е определяются: выбранным технологическим пр-сом, составом обрабатываемой продукции, Рраб и Траб потока. Т. о. оценка максимальной протяженности однотрубной системы сбора, при к-й обеспечивается оптимальные потери энергии во всей сети, от устья скв-ы до точки разделения у/в-ов на Г-овые и жидкие потоки может быть произведена из соотношения: lNх/Nт, (1), где l – протяженность однотрубной системы; Nх – энергозатраты на подготовку Г к однофазному состоянию;Nт – удельные (на единицу длины) энергопотери связанные с наличием второй фазы в потоке.
Увеличение энергопотерь в однотрубной системе сбора по сравнению с транспортом однофазного потока приводит к росту используемой мощности ДКС, необх-ые для компремирования Г до Рраб МГ: Nт=Nдв-Nод, (2), где Nдв, Nод – удельные энергопотери ДКС на комспремирование Г поступающего на вход УКПГ в двух – и однофазном состоянии соответственно.
Nо(дв)=, (3)
где m – коэффициент политропы; пол – политропный КПД комп-ра; мех – механический КПД комп-ра; Тн – начальная t-ра, К; Q – производительность, млн. м3/сутки; =Рк/Рн – степень сжатия комп-ра.
Для обеспечения однофазного транспорта, Г необх-о охладить до tр при к-й не происходит выпадения жидкой фазы в трубопроводе.
Энергозатраты: Nх=QCpt106/24, кДж/ч (4)
где Ср – теплоемкость Г, кДж/м3ч; t=tн–tр, tн – t-ра потока; tр – t-ра точки росы.
Результаты расчетов зависимости величин Nх, Nт от Pраб, к-тного фактора, диаметра трубопровода приведены на рис. 2, 3
Результат расчета показал что в области Рраб2,5 МПа с ростом сод-ия жидкой фазы наблюдается значительное увеличение дополнительных затрат на транспорт двухфазного потока. В области Рраб7 МПа, величина Nт изменяется незначительно как при увеличении давлении так и при росте сод-ия жидкой фазы в потоке. Энергозатраты на подготовку Г и однофазному транспорту увеличиваются пропорционально увеличению диаметра системы сбора и рабочего Р причем Nх=f(Рраб) > отчетливо выделяется для 500мм и Рраб9 МПа.
Сравнение полученных зависимостей с использованием (1) позволяет оценить максимальную протяженность однотрубной системы сбора у/в-го сырья, при к-й энергозатраты на транспорт двухфазного потока не превышают энергозатрат на подготовку Г к однофазному транспорту. Результаты данных расчетов приведены на рисунках 4, 5, 6
Как видно из рис 4 наличие кондонционной влаги значительно сказывается на протеж однотр сис сб во всем рассматр диапазоне системе Р. Относительная протяжен однотр сис сб опред по ф lопт=lq/l10
Причем наибольшие влияние q проевляется в области когда q< 200г/м3.Для высоконапорных систем сбора когда Рраб>7 МПа, наблюдается автономность по диаметру (Д) (рис 5) Для низконапорных систем наблюдается некоторое уменьшение опт протяженности т/пр большого диаметра(Д>700мм). На рис 6 приведены результаты расчетов влияния Рраб на величену lопт. Как видно с ростом Рраб в диапазоне 0<Pp<9 МПа наблюдается значительное повышения максим расстояния lопт, на кот-м однотр сист сб обеспечивает тр-т неподготовленного двухфаз потока при энергопотерях меньших или сравнимых с энергозатратами на подг г к одноф тр-ту. С повышением Рраб в сист сб и тр-та г и конд зав-ть lопт от Р ослобеваети при Рр>9 МПа lопт имеет проктически постоянное значение.
Влияние технологических пар-ров на структуру системы сбора и размещения объектов по подготовке Г и к-та, позволяет сделать следующие выводы:
– крупные объединенные центры промысловой обработки у/в-го сырья Наиболее эффективны с точки зрения экономии эксплуатационных расходов. На мест-ях с большим запасом пл-ой энергии и небольшим кол-вом жидкости в потоке (Рр7МПа, q20г/м3);
– централизованные системы сбора Г и к-та целесообразно применять на мест-ях с высоким Рпл и q20г/м3;
– при обустройстве мест-й с небольшим располагаемым запасом энергии (Рр7МПа, q100г/м3) целесообразно применять децентрализованную систему сбора и подготовки сырья, для к-х основная часть внутрипромыслового транспорта у/в-ов от устья до ГКС, ГХК осуществляется в однофазном состоянии;
– низконапорные раздельные системы сбора Г и к-та с использованием малогабаритных блочных уст-к, работающих в автономном режиме, должны найти широкое применение на мест-ях с низким Рпл и небольшим Рр2,5 МПа.
5. Тепловой расчёт в Г-кон-х шлейфах.
При трансп-е Г проис-т изм-е t-ры Г, за счёт сниж-я Р и теплообмена с ОС. Среднюю t-ру Г на расч-м участке L выч-ют по: Tср=Тгр+(Тн–Тгр)(1–е–al)/(al), где Тн – t-ра Г на нач-м участке ГПр-да, К; Тгр – t-ра Г на глубине прокл-ки ГПр-а; а – пар-р Шухова:
а=(262,3Кdн)/(Q∆Cр106)
где К – коэф-т теплопередачи от трансп-го Г к ОС, Дж/кг; dн – наруж-й ГПр-а, мм;
dн=dвн+2(δт+δиз)
где δт, δиз – толщины стенок ГПр-а и изоляции, мм.
Осн-м в опр-нии t-ры Г на расч-м уч-ке ГПр-а явл-ся расчёт коэф-та теплопередачи, от транс-го Г к ОС. Коэф-т теплопередачи для подземного ГПр-а при произ-й толщине теплоизоляции опр-ся:
К=1/[1/т+dн/(2103м)+ln((dвн+2м)/dвн)+dн/(2103из)ln(dн/(dвн+2т))+dн/(dвнвн)]
где т – коэф-т теплопередачи от трубопро-да в грунт, В/м2; λм – коэф-т теплопроводности металла труб, Вт/(моС); λиз – коэф-т теплопроводности изол-и, Вт/(моС); вн – коэф-т теплообмена м/у транс-м Г и стенкой труб, Вт/(м2оС).
t-ра Г на заданном уч-ке Г-опро-в L опр-ся:
Tl=Tгр(Тн–Тгр)е–al–Дi(Pн2–Рк2)(1–е–al)/(2alPср)
где Дi – коэф-т Джоуля-Томсона, оС/МПа; Рср – среднее знач-е Р на расч-м участке Г-опро-в: Рср=2(Рн+Рк2/(Рн+Рк))/3. Для подзем-х МГ экспл-мых при турб-м режиме внутр-й коэф-т теплопередачи равен: т=50…400 Вт/(м2оС). Эта величина знач-но превыш-т внешн-й коэф-т тепло-чи вн=1,5…5 Вт/(м2оС). 1/тД1 можно пренебречь с малой погр-тью. Для гр-та из сухого песка К1,163 Вт/(м2оС); для очень влажного песка К3,489 Вт/(м2оС); для сырой глины К=1,57. При отсутствии данных о хар-ре и влажности грунта по трассе ГПр-а коэф-т теплопер-чи прин-ем К1,75 Вт/(м2оС).
6. Снижение пропускной способности трубопроводов при эксплуатации Г и ГКМ. Причины, вызывающие снижение пропускной способности, методы предупреждения и борьбы с ними.
Снижение пропускной способности трубопроводов при эксплуатации Г и ГКМ может происходить в силу следующих основных причин:
Рассмотрим каждый из них более подробно.
1 Образование гидратов в трубопроводах
Газовые гидраты представляют собой криссталические соединения образуемые ассоциируемыми молекулами УГВ и воды. Они внешне напоминают снег и лед.
По структуре газовые гидраты - это клатраты которые образуются при внедрении жул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды.
Различают 2 типа криссталической решетки гидратов.
Структура 1 построена из 46 молекул Н20 и имеет 8 полостей.
Структура 2 построена из 136 молекул Н20 и имеет 16 малых и 8 больших полостей.
Для образования гидратов необходимо наличие капельной воды и определенный термодинамический режим в системе.
Наличие воды в жидкой фазе хотя и является обязательным условием, но не достаточно я образования гидратов.
1 Образование гидратов происходит при определенных Т и Р. На основании экспериментальных работ предложено уравнение связывающее Р и Т гидратообразования.
tr=20,68p0268-17.78, (1)
где tr - температура гидратообразования, °С
р - давление, которому соответствует tr, МПа. Наряду с Р значение tr зависит также от состава газа.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРОЦЕССА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
Все применяемые методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа, гидратообразователя и воды.
На практике наиболее широко для борьбы с гидратами применяются следующие методы:
1) осушка газового потока методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а следовательно и образование гидратов
2)ввод в поток ингибиторов гидратообразования (спиртов)
3)поддержание температуры газового потока выше Т гидратообразования
4) поддержание Р потока ниже Р гидратообразования при заданном Т.
Целесообразность использования того или иного метода определяется технологическими возможностями, а также всестороннего технико-экономического обоснования в каждом конкретном случае.
2 ПАРАФИНИЗАЦИЯ
Основной вопрос при изучении механизма парафинизации – это как идёт накопление парафина:
Пр-с образования пар-новых отложений сопровождается адсорбцией, кристаллизацией, коагуляцией, сокристаллизацией пар-нов и др.
Основные факторы, влияющие на пр-с пар-низации
t-раоказывает наибольшее влияние на равновесие ж-ть – твердая фаза. Раств-ть пар-на сильно зависит от t-ры и уменьш-ся с увеличением t-ры плавления пар-новых фракций.
Увеличение скорости потока может привести к созданию таких касательных напряжений обусловленных вязкостными силами, что их оказывается достаточно для преодоления внутреннего сцепления между отдельными частицами парафина или твердой поверхностью и частицами парафина.
Сравнительный анализ различных методов борьбы с пар-ноотлож-ми.
Использ-е различного рода присадок по сравнению с другими способами позволяет облегчить пуск к-топровода; уменьшить или полностью исключить смешивание пар-нистого и непар-нистого у/в-го сырья для снижения t-рных хар-к; снизить запар-нивание всего технол-го оборудования; сохранить при транспорте у/в-го сырья тугоплавкие пар-ны.
Применение присадок решает проблему на всем пути сырья от скв-ны до перерабатывающего завода. Широкое применение на нек-х мест-ях нашли реагенты – растворители (частичное растворение или диспергирование отложений и последующее их разрыхление, из-за чего отложения могут выносится потоком сырья). Для удаления АСПО исп-ся различные растворители (горячая нефть, Г-овый к-т, аромат-е углеводороды), но они малоэфф-ны при большом кол-ве отложений.
Хорошие результаты были получены при использовании бутил-бензольной фракции (ББФ)
В промышл. усл-х исп-ют также спирты, керосин.
Основной фактор образования пар-ноотложений, является выкристаллизовывание твердой фазы из насыщенного раствора у/в-го сырья при изменении t-ры. Образование и накопление кристаллов пар-на приводит к агрегир-ю, и в результате образовавшиеся кристаллы отклад-ся на поверх-ти оборуд-я. Для предупр-я этого явления использ-ся вещ-ва, замедл-е пр-с кристаллизации пар-на (депрессаторы, модификаторы).
Основным достоинством модификаторов является удержание парафина в диспергированном состоянии на всём пути движения жидкости от забоя скважины до перерабатывающего завода.
3 СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
При разработке г. и г/к месторождений на заключительной стадии эксплуатации, а в ряде случаев и значительно раньше, в продукции скважины помимо газа и у/в конденсата, конденсационной воды выделяющаяся при его охлаждении, появляется и пластовая вода как правило сильно минерализованная.
Поступлении пл-ой воды (сильно минерализованной) в скв-ны, вызывает серьезные затруднения в эксплуатации. В пл-ой воде распространены: NaCl, MgCl, CaCl, карбонаты (СаСО3, MgCO3) и бикорбанаты, сульфаты (СаSO4), окислы и гидроокиси железа. Эти соли выпадают из раствора при изменении т/д-х усл-й.
Факторы, вливающие на отложение солей.
Основными причинами солеобразования является: снижение Рпл и tпл в пр-се отбора Г из скв-ны и смешение минерализованных пл-ых вод с метанолом. По мере продвижения пл-ой воды от забоя к устью снижаются Р и t, это способствует выпадению солей. Выпадение СаСО3 связано обычно с нарушением карбонатного равновесия, так как в результате снижения Рпл из рассола десорбируется растворенный СО2. Потеря раствором какой-то части СО2 резко смещает карбонатное равновесие в сторону образования СО2 для восполнения потери и, соответственно, образования нерастворимого осадка СаСО3. Интенсивное отложение гипса происходит при смешивании попутно-добываемых вод разных горизонтов, когда в одной воде – высокое сод-е ионов кальция, а другой – сульфат – ионов. Кроме того, падение Р по мере эксплуатации скв-ны повышает упругость паров пл-ой воды и способствует ее испарению и повышение концентрации солей в растворе, которые затем выкристаллизовываются и образуют солеотложения. При смешивании минерализованных пл-ых вод с метанолом происходит активное обрастание труб солевыми отложениями, представленными, в основном, солями щелочных и щелочноземельных металлов. Это объясняется тем, что мол-лы метанола активно присоединяют мол-лы воды, образуя довольно прочные водородные связи м/уводородом воды и кислородом гидроксила.
В результате солевой раствор становится перенасыщенным, и из раствора начинают выпадать кристаллы солей. Кроме того, метанол реагирует с ионами щелочных металлов, образуя алкоголяты: СН3ОН+Nа+СН3ОNa+Н+,
которые являются более сильными основаниями по сравнению с NaОН и КОН и поэтому в их среде легко выпадают кристаллы солей.
Привысоких t-рах на установках регенерации ДЭГа (метанола) происходит активное отложение NaCl и солей жесткости на жаровых трубах в колоннах огневой регенерации и на трубах испарителя в установках паровой регенерации. Это ведет к ухудшению теплообмена, прогоранию и коррозии жаровых труб. Причиной солеотложения в данном случае является понижение растворимости солей в гликолях при повышении t-ры и концентрации гликолей. На пр-с солеотложения влияют ск-ть движения газожидкостного потока, влагосод-е Г, состояние поверхности труб, материалы труб
Сравнительная эффективность различных способов борьбы с отложениями солей
Выбор метода борьбы с солеотложениями зависит от конкретных исходных данных: минерализация воды, солевой состав отложений, температуры, рН среды.
Методы борьбы с отложением солей подразделяются на физические и химические.
Физические методы основаны на применении магнитных, электрических (высокочастотных) и акустических (распространение ультразвуковых волн) полей.
Физические методы предупреждения солеотложения пригодны для защиты отдельных узлов оборудования, работающих в зонах наиболее интенсивного отложения солей. Широкое внедрение эти методов сдерживается отсутствием обоснованных границ их применение и противоречивостью результатов опытно-промышленных испытаний.
Химические методы. К основным химическим методам обработки воды относятся: умягчение воды посредством ионного обмена и применение химических реагентов – ингибиторов солеотложения, получило наибольшее распространение для борьбы с солеотложениями. Наиболее перспективными являются фосфорорганических комплексоны из класса аминоалкиленфосфоновых кислот.
7. Общая характеристика Г-овых гидратов.
Г-овые гидраты представляют собой кристаллические соединения, образуемые ассоциируемыми мол-лами воды и Г. На вид снег или лед. По структуре Г-овые гидраты это клатраты к-е образуются при внедрении мол-лы Г в пустоты кристаллической структуры состоящей из мол-л воды. Различают: I – 46 Н2О и 8 полостей, II – 136 Н2О и 8 больших, 16 малых полостей.
Метан, этан, СО2 образуют гидраты I группы, при этом идеальная формула гидрата: 8М46Н2О. Пропан, изобутан образуют гидраты II группы с идеальной формулой: 8М136Н2О. Массовое Сод-е СН4 в составе гидрата=12,9%, для связывания 1 кг, СН4 в гидрат (СН46Н2О) требуется 6,75 кг воды. При добыче и обработке Г образуются смешанные гидраты. На основе экспериментальных работ, что пропан и изобутан склоны к образованию гидратов.
Усл-я образования гидратов
Для образования гидратов необх-о наличие капельной жидкости и термод-й режим. Наличие воды хотя и является обязательным, но не достаточным для образования. Гидраты образуются при опр-ных t-ре и Р. На основании экспериментальных работ предложено уравнение связывающее Р и t-ру г/о-ия:
tг=20,68Р0,268–17,78 (1)
Наряду с Р знач-е t-ры зависит также от состава Г. При низких и средних Р в зависимости от t-ры можно пользоваться уравнениями к-е учитывают состав Г (ч/з их привидение плотности):
– при «+»-й t-ре: tг=18,47lgP–B+18,65
– при «–»-й t-ре: tг=58,5lgP–B1+59,32
где В и В1 – эмпирические коэффициенты, знач-я к-х в зависимости от приведенной плотности п Г даны в справочных таблицах.
п=iYi/(Yi)
где i и Yi – относительные плотность и молярная доля гидратооб. комп-ов г соотв.
8. Предупреждение пр-са г/о-ния
Все применяемые методы борьбы с г/о-нием основаны на изменении энергетических соотношений мол-л Г (г/о-теля) и воды. На практике Наиболее широко для борьбы применяют:
– осушка Г-ового потока методами сорбции и НТС с понижением точки росы поН2Ониже миним технол тем-ры, что исключает конд паров воды а след-но образования гидр.;
– ввод в Г-овый поток ингибиторов;
– поддержание t-ры Г > t-ры г/о-ния;
– поддержание Р потока г < Р г/о-ния.
Целесообразность того или иного метода опр-ся технологическими возможностями, а также технико-экономического анализа в каждом конкретном случае.
Поддержание Р ниже равновесного Р применяется редко, то есть в большинстве случаев это не целесообразно из-за резко снижения дебита Г, однако, как временную меру на отдельном участке трубопровода этот метод исполь-ся.
При низких t-рах, когда при разложении гидратов при понижении Р t-ра становится меньше нуля, этот метод неэффективен, поскольку вода выделяющаяся при разложении гидратов замерзает, образуя ледяную пробку.
Метод поддержания t-ры Г-ового потока выше t-ры г/о-ния эффективен при образовании гидратов на дроссельных установках, шлейфах, когда они образуются в трубопроводах, с применением малогабаритных регулируемых подогревателей, к-е работают в автоматическом режиме, может быть весьма эффективен особенно когда перепад t-р невелик. В усл-ях прокладки шлейфа в грунте с повешенным коэффициентом теплопроводности и малых депрессия м/у равновесной и технологической t-рой – эффективен метод теплоизоляции шлейфов. Для усл-й магистрального транспорта Наиболее приемлема осушка Г. Для осушки Г с малым q Наиболее эффективны сорбционные методы.
Если они образуются в стволе или Г-осборных сетях при больших перепадах t-р, то наиболее эффективен метод ввода ингибитора по замкнутому циклу с последующей их регенерацией.
Основы ингибирования.
При ингибировании в систему "Г-вода" вводят трехактивный комп-т к-й изменяет усл-я термодинамического равновесия, м/уводой и Г-ом, при этом имеется опр-ная зависимость м/у концентрацией раствора ингибитора и t-рой г/о-теля. Ввод ингибиторов в воду резко уменьшает растворимость Г в воде. В настоящее время на мест-ях подачу ингибитора в шлейф и скв-ну осуществляют по индивидуальной схеме от УКПГ до каждой скв-ны прокладывают ингибиторопровод, к-й на УКПГ подключают к дозировочному насосу, она отличается большой надежностью в эксплуатации. Недостаток этой схемы – это потребность в большом числе насосов и трудоемкость обслуживания, поэтому широко применяют централизованную систему ввода ингиб-ра. При этом одним или несколь насосы с одной площадки подается треб кол-во инги-ра, кот-ое потом разделяется на потоки и по индивидуальным инг-ро проводам подается на устья скв. Недостаток: трудности связанные с дозировкой для каждой скв или шлейфа расчетного кол-ва инг-ра.
В качестве ингибиторов применяют: водные растворы метанола, гликоля, гликолевых эфиров, нек-х солей (NaCl, MgCl2, BrCl, CaCl2).
9. Физико-химические св-ва ингибиторов
При проектировании систем сбора необх-о принять во внимание:
1. в виду большой вязкости и плотности – склонны к скоплению в отдельных неровных участках шлейфах – образуя так называемые застойные зоны, что проводит к увеличению их гидропотерь, при использовании водных растворов метанола, вероятность образования этих зон мала, поэтому чаще всего поддают водные растворы метанола;
2. метанол > летуч, в виду чего его потери в Г-овой фазе напорядка больше чем у гликоля. Поскольку метанол ядовит, то при строительстве помещений регенерации, требуется большая циркуляция воздуха, что приводит к удорожанию строительства;
3. при регенерации метанола целевой продукт получается в качестве верхнего продукта колонны, вода и соли, снизу колонны отводятся, как кубовый остаток;
4. t-ра низа десорбера блока регенерации метанола поддерживается на 50…600С ниже чем для гликоля, это снижает расход энергии на пр-с и обуславливает применение водяного пара низкого Р, что уменьшает эксплуатационные затраты на его производство;
5. метанол в 7…8 раз дешевле гликоля.
Метанол
Метиловый спирт – низший одноатомный спирт, бесцветная жидкость с характерным запахом. Молярная масса – 32,04, =0,81г/см; 0=0,82, -10=0,97, 20=1,16, -30=1,39, -40=1,75. t-ра: вспышки=8oС; самовоспламенения=464oС. Критические пар-ры: Р=7,87 МПа, t=240oК=513oС. При t-ре ниже –40 0С в качестве ингибитора рекомендуется применять метанол.
Гликоли
В качестве ингибитора получили распространения ДЭГ и ТЭГ. Их используют в основном в качестве сорбента влаги при осушки Г.
ЭГ Формула: С2Н4(ОН)2; М=62,07, бесцветная вязкая жидкость, без запаха, трудно возгорается, хорошо растворяется в воде, спирте. Все гликоли > вязки по сравнению с метанолом. С увеличением молярной массы их вязкость возрастает. Водные растворы ЭГ можно применять до t=-35 0С, при >низких t-рах ЭГ трудно перекачиваем.
ДЭГ Формула: (СН2ОНСН2)2О, бесцветная жидкость, легко смешивается с водой, низшими спиртами, ЭГ. р=о(1+), где р и о – вязкость при Ризб и Ратм.
ТЭГ Формула: (СН2О СН2 СН2ОН)2, прозрачная бледно-желтая с запахом. По своим св-вам аналогична ДЭГ, но менее летуч. Водные растворы ТЭГ применяют в качестве ингибитора.
СaCl2 Хлористый кальций, доступный, дешевый. Применяют раствор с концентрацией 30–35%. Высоко эффективен для снижения t-ры г/о-ия, возможность регенерации, мол-лярная масса – 111. Безводный СаСl2 – белые кристаллы кубической формы, сильно гигроскопические. Применение растворов СаCl2 с концентрацией >35% не целесообразно, особенно в зимних усл-ях, т. к. при этом замерзание раствора и выпадение солей в твердый осадок. Недостаток при длительном хранении в открытых емкостях они насыщаются О2 воздуха и становятся коррозионно-активными.
Новые ингибиторы
Высокая стоимость гликолей, токсичность метанола, ограниченность технологических возможностей применения СаСl2, разр-а мест-й с агрессивными комп-тами, при к-й необх-о предупредить как г/о-ие так и коррозию определяют необх-ость поиска новых ингибиторов г/о-ия.
Этиленкорбитол (ЭК) Побочный продукт производства эфирных гликолей ориентировочный состав % мас.: моноэтиловый эфир ДЭГ – 51,4; ЭГ – 46,15; ДЭГ – 1,13; этилцеллозоль – 0,18; пропилен гликоль – 0,4. ЭК прозрачная или слегка темная жидкость. tзамерз=–60оС; tкип=201,9оС; 20C=0,9898 г/см3; 20С=4,5 мПас. Вязкость ЭК меньше чем у гликолей, но потери его при регенерации довольно высокие, т. к. упругость паров в 10 раз >, чем у ДЭГ и в 6 раз > чем у ЭГ.
Метанол сырец и метанольная фракция Технологические сорта метанола получаемые в качестве побочных продуктов получении метанола (I сорт) и на гидролизных заводах при очистке этилового спирта сырца (II сорт).
Эфироальмедегидная фракция (ЭАФ) Побочный продукт производства технического этанола и этилена, не токсичен. Состав % мас: этиловый спирт – 63%; диэтиловый эфир – 33 %; ацетальдегид – 0,7%; вода – 3,3%. Снижение равновесной t-ры г/о-ия ПГ при применении ЭАФ 5-20% концентрацией – t=0,47.
Комплексные ингибиторы
Применяют для оноврем преду-ия гидра-ия и защиты промыс-го обор-ия от коррозии. Один из наиболее эфф-х в настоящие время явл-ся И-1-А. Оптимальная конц-ия ингибитора в метаноле, при котором комплексный ингибитор сохраняет хорошие физ-ие св-ва, а также предот-ет гидр-ие, сос. 2%. Величину понижения tг для разных инги-ов опред.
Δt=KX2/(M(1-X2))
X2-масс доля инг-ра в отраб-ом р-ре
М- молярная масса ингибитора
К-коэф., зависящий от типа р-ра
10. Определение потребного количества нелетучего и летучего ингибитора.
Вводимы в системы ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образующихся при изменении термодин-ких параметров системы. Для определения необходимого кол-ва нелетучего ингибитора гид-ния необходимо обладать следующими данными: 1) кол-во воды, содержащейся в жидком состоянии и конденсирующейся в газопроводе на участке, где имеются условия гидратообразования – mВ, 2) равновесной тем-рой гид-ния – tГ , 3) фактической температурой газа в газопроводе – tФ . Необходимое снижение тем-ры гид-ния: t = tГ - tФ . По полученному t с использованием графиков (рис 1 и 1’) приближенно определяется необходимая концентрация ингибиторов в водном растворе, обеспечивающая необхдимое снижение температуры гид-ния при заданной концентрации вводимого ингибитора – С2. В случае, когда на каком-либо участке газопровода из газового потока выпатает влага и имеется условие накапливания воды при наличии условий существования гид-тов, предотвращение гидрат-ния осуществляется постоянным вводом ингибитора гид-ния.
Удельный расход нелетучего ингибитора из матер-ного баланса
qH=(W1-W2)C2/(C1-C2)
, где W1,W2 - влагосодержание газа поступающего в газопровод и выводимого из него соот-но, г/см3, C1,C - массовая концентрация вводимого и выводимого раствора ингибитора, %. При определении W1 необходимо учитывать не только пары воды, насыщающие газ, но и капельно-пленочную, находящуюся в газопроводе. Кол-во капельной влаги в системе не поддается точному расчету. Этот параметр зависит от режима эксплуатации пласта и скв, эффективности работы сепарационного оборудования. При отсутствии фактических данных о кол-ве капельной влаги в системе расход ингибитора необходимого для насыщения жидкой фазы принимают на 10…20 % больше его расчетного значения. При отрицательных рабочих температурах газа необходимо проверить возможность замерзания раствора ингибитора гидрато-ния. Проверка осуществляется по найденному С2 с помощью графиков. Если температура замерзания раствора ингибитора выше температуры газа, то необходимое количество должно быть таким чтобы не допустить его замерзания.
Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора
Использование метанола в борьбе с г/о – основной способ в Г-овой промышленности. Эффективен при разложении уже сформировавшихся гидратов. Присутствующий в Г-ожидкостном потоке метанол, помимо жидкой фазы, содержится в у/в-м к-те и растворяется в Г-е. Для выработки оптимального варианта технологии применения метанола необх-о располагать данными по фазовому распределению ингибитора прежде всего в системах добычи, сбора и подготовки Г.
Алгоритм и методика расчета кол-ва метанола, необх-ого для борьбы с г/о-ем в системе скв-а–сеп-р С–01.
1. t-ра г/о:
для Г: tг=2,2+14lgP+(14lgP)0,5 (1)
для к-та: tк=5,7+14lgP+(14lgP)0,5 (2)
2. Минимально необх-ая концентрация отработанного метанола:
С2=1,87 t+7 (при t7 0С) (3)
C2=5(2t)0,5 (при t7 0C) (4)
где С2 – концентрация отработанного насыщенного метанола, %; t – разность м/у равновесной t-рой г/о и фактической t-рой Г в конце защищаемого участка tф, t=tг–tф (5)
3. Отношение сод-ия метанола в Г-е к концентрации метанола в ВМС:
=е5,33+0,062t/p0,69 (6)
где – коэффициент распределения метанола; t, P – t-ра и P среды защищаемого участка, соответственно 0С и МПа.
4. Кол-во метанола, переходящего в Г-овую фазу, кг/тыс. м3:
qг=0,001С2 (7)
5. Растворимость метанола в к-те: Ск=0,211810-3С22–0,268210-2С2+ 0,254710-1 (8)
6. Сод-е метанола в у/в-м к-те, кг/тыс. м3:
qк=СкQкк/Qг (9)
где Qк – добыча к-та, м3/сут; Qг – добыча Г, тыс.м3/сут; к – средняя плотность к-та, кг/м3.
7. Влагоcод-е Г защищаемого участка, кг/тыс. м3:
W=e1,487+0,0733t–0,000226t2/P+e–3,19+0,0538t–0,00017t2 (10)
8. Кол-во воды, выделившейся из Г, к-е должно быть обработано метанолом:
W=W1–W2 (11)
где W1, W2 – влагоСод-е Г в начальной и конечной точках защищаемого участка, кг/тыс. м3.
Для скв-н без водопроявления W1, W2 опр-ся по (10)
При водопроявлении общее кол-во воды, к-е должно быть обработано метанолом:
W1=W+Wпл (12)
где Wпл – кол-во поступающей с Г пл-ой воды, кг/тыс. м3.
9. Кол-во метанола в жид-й фазе, кг/тыс. м3:
qв=WC2/(C1–C2) (13)
10. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для борьбы с г/ом опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3:
Gmу=qг+qк+qв (14)
11. Общая минерализация воды в скв-е с водопроявлением, %:
mобщ=Wплmпл/W1 (15)
где mпл – массовая для солей в пл-й воде, %.
12. Минимально необх-ая концентрация метанола с учетом минерализации пл-ой воды (в скв-е с водопроявлением), %:
С21=te^(0,95–0,0005С22)–mобще0,3 (17)
13. Сод-е метанола в Г-овой фазе в скв-е с водопроявлением, (при Р, t и С21), кг/тыс. м3:
qг1=0,001С21 (18)
14. Растворимость метанола в у/в-м к-те с учетом общей минерализации воды, %:
Сk1=0,211810-3(С21)2–0,268210–2(С21) +0,254710-1 (19)
15. Сод-е метанола в к-те с учетом общей минерализации воды, кг/тыс. м3:
qk1=Ck1Qkk/Qг (20)
16. Сод-е метанола в водном растворе с учетом общей минерализации, кг/тыс. м3:
qв1=С21W1/(C1–C2) (21)
17. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для предупреждения г/о в скв-е с водопроявлением с учетом общей минерализации опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3:
G1m=qг1+qk1+qв1 (22)
18. Расход метанола, необх-ый для борьбы с г/о-ем, кг/ч:
а) для скв-ы без водопроявления:
G=QгGm/24 (23)
б) с водопроевлением
G1=QгGm1/24
Установлено, что метанол с к-том образуют азеотропную смесь, начальная t-ра кипения к-й составляет 48 0С. Поэтому в целях снижения потерь метанола с к-том, а также с Г-ом, рекомендуется поддерживать t-ру в трехфазном разделителе С–03В в пределах 42–43 0С вместо 500С.
11. Методы ликвидации гидратных пробок
Методы по ликвидации образовавшихся гидратов можно разделить на три группы: 1) понижение давления ниже давления разложения; 2) подогрев газа до температуры, превышающей температуру разложения; 3) ввод ингибиторов в поток газа.
Выбор методов ликвидации гидратов опр-ся местом их накопления, кол-вом и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации.
При частичной закупорке, при ликвидация гидратов используют Г для транспорта ингибитора или теплоносителя и для выноса продуктов разложения гидрата. Полное перекрытие осложняет ликвидацию гидратов, т. к. требуется постоянное удаление жидкой воды и обновление свободной поверхности разложения гидратов.
Общие требования к проведению работ по ликвидации гидратов
1. Для предотвращения полной закупорки сечения необх-м постоянный контроль за работой оборудования (давление). При увеличении Р> чем в 2 раза следует выяснить причину нарушения режима.
2. При установлении места образования гидратной пробки в первую очередь надо нарушить сплошность гидратов: подогревом ГПр-а, подачей ингибитора и т.д. Сплошную гидратную пробку необх-о разрушить с ее крыльев. Нельзя подогревать или вводить ингибитор в сплошное тело пробки, т. к. разложение гидрата в замкнутом объеме может привести к резкому локальному росту Р и разрыву трубопровода.
3. При ликвидации гидратов при t0oС, снижение Р на участке с гидратами следует проводить только после подачи соответствующего кол-ва теплоносителя или ингибитора, чтобы исключить снижение t-ры до 0oС, исключить замерзание воды.
4. При ликвидации гидратов любым методом, связанным с накоплением воды вместо гидратов, следует удалить воду из участка ГПр-а. При этом воду необх-о отбирать из нижней части ГПр-а на участке с минимальной отметкой.
Метод снижения Р
Этот метод один из Наиболее доступных методов ликвидации накопившихся гидратов, к-й проводится при отключенном с двух сторон участке. При этом давление на участке снижается до атмосферного за счет выпуска Г в атмосферу.
С уменьшением Р в системе, содержащей гидрат и нек-е кол-во свободной воды при положительных t-рах, начинается диссоциация гидрата с поглощением тепла. Энергия, необх-ая для разложения гидрата отбирается от окружающей среды и, в первую очередь, от грунтовой воды, что сопровождается понижением t-ры воды. В тот момент, когда t-ра системы достигает 0 оС, необх-ая энергия для диссоциации гидрата обеспечивается за счет тепла, выделяющегося при замерзании свободной воды, и воды, выделившейся из гидрата при снижении его t-ры от начальной до 0оС.
Метод повышения t-ры гидрата
Разрушение гидрата в ГПр-е может быть проведено за счет теплоносителя, передающего необх-ого кол-ва тепла.
Конечная t-ра воды после разложения гидрата д. б. > 0oС. Начальная t-ра воды:
tе=L1/(Mh–Chto)/(KвСв) (1)
где L1 – теплота пр-са г/о при положительных t-рах, кДж/моль; Мh – мол-лярная масса гидрата; Сh – теплоемкость гидрата; to – начальная t-ра гидрата; Св – теплоемкость воды Св=4,18 кДж/(кгоС)
Коэффициент краткости воды:
Кв=mв/mh (2)
где mв, mh – соответственно масса воды и гидрата.
Порядок проведения работ методом повышения t-ры гидрата следующим.
1) Обязательно отключают участок ГПр-а с двух сторон;
2) В участок с гидратом закачивают расчетное кол-во воды;
3) Снижают Р участка до Ратм. При наличии сплошной гидратной пробки подают воду и снижают Р с двух сторон гидратной пробки;
4) Удаляют воду из ГПр-а после снижения Р до Ратм и разложение гидратов
5) Проводят пр-сы подачи воды, разложение гидрата и удаление воды из ГПр-а в зимнее время в кротчайшие сро
Ввод ингибиторов
Метод ввода ингибиторов в поток газа наиболее эффективен при образовании гидратов в призабойной зоне пласта, в стволе скважин и часто для предупреждения гидратов в промысловой системе сбора и подготовки газа к дальнему транспортированию. Особенно возросла роль ингибиторов в борьбе с гидратами в районах Крайнего Севера и Сибири.
Основные требования к ингибиторам гидратообразования следующие.
1. Максимально понижать температуру гидратообразования. 2. Не вступать в реакцию с компонентами газожидкостного потока и выпадать в осадок. 3. Не повышать токсические свойства газов и продуктов их сгорания. 4. Полностью растворяться в воде и легко регенерироваться. 5. Иметь низкую вязкость и упругость паров. 6. Недифицитность и низкая стоимость. 7. Иметь низкую температуру замерзания.
12. Мех-м пар-низации
Основным в изучении процесса парафинизации являетсявопрос о том как идет накопление парафина за счет возникновения и роста кристаллов парафина
непосредственно на поверхности труб, либо за счет сцепления с поверхностью уже образовавшихся в потоке частиц твердой фазы.
Весьма распространимым является мнение, что решающее значение в формировании отложений имеет процесс образования кристаллов в потоке. Для получения полной картины механизма образования парафиновна стенках оборудования, необходимо выяснить ряд вопросов:
1) возникновения и роста кристаллов пар-на на пов-ти трубы; 2) сцепления с поверхностью образовавшихся в потоке частиц твердой фазы. Для понимания мех-ма накопления пар-нов нужно выяснить: 1) влияние природы поверхности материала оборудования на силы сцепления, возникающие м/у кристаллами и поверхностью; 2) влияние изменения гидродинамических пар-ров на отложение пар-нов при движении у/в-го сырья; 3) влияние воды, АСПО, мех.примесей, растворимых легких УВ, пузырьков Г, сернистых соединений, t-ры и давления, состава твердых пар-нов; 4) накопление пар-новых отложений как в начальном периоде, так и в последующем, осуществляемое в основном за счет возникновения и роста кристаллов пар-на непосредственно на поверхности и образовавшейся смоло-пар-новой прокладке; 5) скопление кристаллов пар-на при снижении растворяющей способности, образующие на любой поверхности; 6) сдвиг пар-новых отложений с поверхности, предшествующих их срыву.
Пр-с образования пар-новых отложений на стенках труб при движении у/в-го сырья сопровождается адсорбцией, кристаллизацией, коагуляцией, сокристаллизацией пар-нов и др.
Пр-с адсорбции относится к поверхностным явлениям, протекающим на границе раздела соприкасающихся фаз: ж-ть – твердое тело. В результате адсорбции на поверхности твердого тела формируется слой мол-л и атомов, способных удерживаться на ней. При этом справедлив ряд закономерностей:
1) чем лучше среда растворяет адсорбтив, тем хуже идет пр-с адсорбции;
2) чем больше теплоты выделяется при смачивании твердой поверхности средой, тем хуже идет пр-с адсорбции растворенного вещества;
3) преимущественно адсорбируется то вещество, к-е на границе раздела фаз в большей степени выравнивает разность полярностей контактирующих фаз.
Сила взаимодействия контактирующих фаз max для полярных веществ и минимальна для неполярных. Пар-н относится к неполярным веществам. Ориентация неполярных мол-л на поверхности металлов ввиду малой энергии их связи нарушается механическим воздействием или тепловым движением и становится возможной миграция ад-ных мол-л на поверхности ад-та.
Ад-но активными при контакте у/в-го сырья с твердой фазой являются смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты. Однако в отличие от нефти, присутствие в у/в-ых к-тах указанных комп-тов незначительно, поэтому и влияние их на пр-с ад-и гораздо слабее.
Основные факторы, влияющие на пр-с пар-низации
t-раоказывает наибольшее влияние на равновесие ж-ть – твердая фаза. Растворимость пар-на сильно зависит от t-ры и уменьшается с увеличением t-ры плавления пар-новых фракций.
Уменьшение интенсивности отложения пар-на может быть достигнуто за счет увеличения ск-ти потока, либо за счет снижения критического напряжения пар-на на границе с потоком жидкости(n–n) или критического напряжения пар-на на границе со стенкой трубы (n–т).
В начале с ростом ск-ти потока при сохранении ламинарного режима течения интенсивность запар-нирования возрастает, а достигнув максимума, начинает снижаться.
B=Boe–10,2(Q/x3)0,363(Px2)0,51(t/to)1,38
(x3/Bo)0,045(D/x)0,078 (турб. режим)
B=Boe–1,19(Q/x3)0,016(Px2)0.,4(t/to)10,66
(x3/Bo)0,23(D/x)1,64 (ламин. режим)
где В, Во – кол-во пар-на, отложившегося в трубопроводе и содержащегося в растворенном состоянии соотв-но; t, tо – t-ра потока в рассматриваемом сечении и окружающей среды соответственно; – время пар-низации; Р – потеря давления в трубопроводе; – плотность пар-носодержащего продукта; D, х – и расстояние до соответствующего сечения соотв-но; Q – производительность трубопровода.
Режим потока у/в-го сырья влияет на интенсивность пар-ноотложений. Отложения пар-на увеличиваются при структурном режиме с ростом критерия Rе, а при турбулентном – с уменьшением знач-я Re. В формировании пар-на большую роль играют Г-овые пузырьки, к-е транспортируются с потоком у/в-го сырья. Мол-лы воды, очевидно, являются центрами кристаллизации и способствуют агрегированию частиц пар-на с образованием гетерогенной системы ниже t-рных характеристик у/в-го к-та.
Сравнительный анализ различных методов борьбы с пар-ноотложениями
Использование различного рода присадок по сравнению с другими способами позволяет 1)облегчить пуск к-топровода; 2) уменьшить или полностью исключить смешивание пар-нистого и непар-нистого у/в-го сырья для снижения t-рных хар-к; снизить запар-нивание всего технол-го оборудования; сохранить при транспорте у/в-го сырья тугоплавкие пар-ны.
Применение присадок решает проблему на всем пути сырья от скв-ны до перерабатывающего завода. Несмотря на применение узла приготовления раствора и высокую стоимость присадок, они Наиболее выгодны и эффективны.
Широкое применение на нек-х мест-ях нашли реагенты – растворители (частичное растворение или диспергирование отложений и последующее их разрыхление, из-за чего отложения становятся подвижными и могут выносится потоком сырья).
Для удаления АСПО исп-ся различные растворители (горячая нефть, Г-овый к-т, ароматические углеводороды), но они малоэффективны при большом кол-ве отложений.
Хорошие результаты получены при использовании бутил-бензольной фракции (ББФ).
В промышл. усл-х используют также спирты керосин.
Одним из факторов, обуславливающих образование пар-ноотложений, является выкристаллизовывание твердой фазы из насыщенного раствора у/в-го сырья при изменении t-ры, образование и накопление кристаллов пар-на приводит к агрегированию, и в результате образовавшиеся кристаллы откладываются на поверхности оборудования. По-видимому, это связано с появлением центров кристаллизации, образовавшихся в насыщенном растворе у/в-го сырья при снижении t-ры. Для предупреждения этого явления используются вещества, замедляющие пр-с кристаллизации пар-на (депрессаторы, модификаторы).
Основным достоинством модификаторов является удержание пар-на в диспергированном состоянии на всем пути движения жидкости от забоя скв-ны до перерабатывающего завода.
13. Методы борьбы с солеотложениями в пр-се добычи и подготовке
Поступлении пл-ой воды (сильно минерализованной) в скв-ны, вызывая серьезные затруднения в эксплуатации.
В пл-ой воде распространены: NaCl, MgCl, CaCl, карбонаты (СаСО3, MgCO3) и бикорбанаты, сульфаты (СаSO4), окислы и гидроокиси железа. Эти соли выпадают из раствора при изменении т/д-х усл-й.
Для предварительного планирования мероприятий по предупреждению отложений солей необходимо иметь сведения о составе пл-ой воды к началу разр-и месторождения, об изменении количества добываемой пл-ой воды по годам разр-и и ее состава.
Отрицательное воздействие солей на работу технологического оборудования
Отложение солей наблюдается в фонтанной арматуре, шлейфах, сеп-рах на УКПГ. Отложения солей приводят к частым остановкам для ремонта и замены оборудования.
Накопление солей в аб-те приводит к осаждению их на поверхностях теплообмена, что отражается на производительности уст-к регенерации аб-та и на качестве регенерированного продукта.
Отложения солей в трубах и оборудовании промыслов, где добывается Г, содержащий H2S и СО2 – блокируют металл, препятствуя проникновению ингибиторов коррозии.
На установках регенерации метанола отложения солей ухудшают режим работы, приводят к потерям метанола, снижению производительности и уменьшению концентрации регенерированного продукта.
Факторы, вливающие на отложение солей
Основными причинами солеобразования является: снижение Рпл и tпл в пр-се отбора Г из скв-ны и смешение минерализованных пл-ых вод с метанолом.
По мере продвижения пл-ой воды от забоя к устью снижаются Р и t, это способствует выпадению солей. Выпадение СаСО3 связано обычно с нарушением карбонатного равновесия, так как в результате снижения Рпл из рассола десорбируется растворенный СО2. Потеря раствором какой-то части СО2 резко смещает карбонатное равновесие в сторону образования СО2 для восполнения потери и, соответственно, образования нерастворимого осадка СаСО3.
Интенсивное отложение гипса происходит при смешивании попутно-добываемых вод разных горизонтов, когда в одной воде – высокое сод-е ионов кальция, а другой – сульфат – ионов.
Кроме того, падение Р по мере эксплуатации скв-ны повышает упругость паров пл-ой воды и способствует ее испарению и повышение концентрации солей в растворе, которые затем выкристаллизовываются и образуют солеотложения.
При смешивании минерализованных пл-ых вод с метанолом происходит активное обрастание труб солевыми отложениями, представленными, в основном, солями щелочных и щелочноземельных металлов. Это объясняется тем, что мол-лы метанола активно присоединяют мол-лы воды, образуя довольно прочные водородные связи м/уводородом воды и кислородом гидроксила.
В результате солевой раствор становится перенасыщенным, и из раствора начинают выпадать кристаллы солей. Кроме того, метанол реагирует с ионами щелочных металлов, образуя алкоголяты:
СН3ОН+Nа+СН3ОNa+Н+,
которые являются более сильными основаниями по сравнению с NaОН и КОН и поэтому в их среде легко выпадают кристаллы солей.
Привысоких t-рах на установках регенерации ДЭГа (метанола) происходит активное отложение NaCl и солей жесткости на жаровых трубах в колоннах огневой регенерации и на трубах испарителя в установках паровой регенерации. Это ведет к ухудшению теплообмена, прогоранию и коррозии жаровых труб. Причиной солеотложения в данном случае является понижение растворимости солей в гликолях при повышении t-ры и концентрации гликолей. На пр-с солеотложения влияют ск-ть движения газожидкостного потока, влагосод-е Г, состояние поверхности труб, материалы труб.
Сравнительная эффективность различных способов борьбы с отложениями солей
Методы борьбы с отложением солей подразделяются на физические и химические .
Физические методы основаны на применении магнитных, электрических (высокочастотных) и акустических (распространение ультразвуковых волн) полей.
Физические методы предупреждения солеотложения пригодны для защиты отдельных узлов оборудования, работающих в зонах наиболее интенсивного отложения солей. Широкое внедрение эти методов сдерживается отсутствием обоснованных границ их применение и противоречивостью результатов опытно-промышленных испытаний.
Химические методы. К основным химическим методам обработки воды относятся: умягчение воды посредством ионного обмена и применение химических реагентов – ингибиторов солеотложения, получило наибольшее распространение для борьбы с солеотложениями. Наиболее перспективными являются фосфорорганических комплексоны из класса аминоалкиленфосфоновых кислот.
14. Способы разрушения отложения солей
По своему химическому составу солевых отложения подразделяются на растворимые и нерастворимые. Нерастворимые солеотложения – это сульфаты и карбонаты кальция, магния, бария, железа и т.д., растворимые – отложения, состоящие, в основном, из хлоридов натрия и калия.
Наиболее сложной является проблема с солеотложениями в скв-нах. Существует два пути борьбы с отложениями солей. Первый – разрушение уже выпавшей фазы, и второй – предупреждение образования солеотложений.
Удалять выпавшие отложения можно механическим путем (разбуриванием солевых пробок) и термохимическим (размывом отложений).
Термохимический способ, по сравнению с механическим, намного эффективнее, так как > тщательная очистка позволяет полностью восстановить дебит скв-ны и время м/у обработками увеличивается до 20-40 сут. В качестве промывочного раствора (для удаления гипса) используют смесь 27 %-ной соляной кислоты (1,5 м3) и хлорида натрия (400-500 кг), растворенных в 1 м3 воды, нагретой до 60 0С.
Кроме этого, для ликвидации отложений гипса в скв-нах используют состав на основе динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (триалон Б) – (9,1-23,1 %), гидроокиси натрия (0,9-9,1 %) и воды (остальное).
Однако необх-о отметить, что при опр-ной эффективности вышеприведенных способов, удаление уже отложившихся солей является энерго – и трудоемким пр-сом. Кроме того, термохимическая (кислотная) обработка вызывает коррозию оборудования.
Поэтому в настоящее время большое распространение получили химические методы предотвращения образования солеотложений с помощью ингибиторов. При правильном выборе типа ингибитора, соблюдении технологии его применения и обеспечении постоянной концентрации достигается высокий эффект защиты оборудования и трубопроводов от солеотложения.
Физико-химическая характеристика комплексонов и их применение
Эффективными ингибиторами солеотложения являются комплексоны класса аминоалкиленфосфоновых кислот. Это вещества, имеющие в составе фосфоновые группы – Р(О)(ОН)2 и образующие высокоустойчивые растворимые комплексные с ионами большинства металлов различных групп.
В настоящее время Наиболее распространенными и широко внедряемыми комплексонами является нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), (2-окси-1,3-пропилендиамин) – тетраметиленфосфоновая кислота (ДФП-1) и оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ).
Эти реагенты выпускаются отечественной промышленностью. Они хорошо растворимы в воде, эффективны при высоких температурах, до 200оС (ОЭДФ до 130 оС) и в широких интервалах рН от 1,5 до 9, высокоустойчивы к гидролизу. Это обуславливается наличием прочной связи атомов углерода и фосфора, которая не разрушается доже при кипячении фосфоросодержащих комплексонов с соляной кислотой или едким натром. Они разлагаются до ортофосфатов только вспециальных усл-ях: при воздействии сильных окислителей и повышенной температуре.
15. Теоретические основы сеп-и. Основные типы конструкций сеп-в и их экспл-е пок-ли. Принцип работы сеп-в.
На пром-х УКПГ к дальнейшему транспорту прим-ся сеп-ры разл-х констр-й, принцип дейст-я которых основан на разл-х физ-х св-х компон-в смеси. Наиболее широко исп-ся гравит-й и инерц-й принципы для отделения Г от кап-й ж-ти и мех.прим.
По констр-му оформлению сеп-ры, исп-е инерц-й принцип подр-ся на 2 типа:
1) жалюзийные, в которых сеп-я Г осущ-ся за счет многократного изм-я напр-я потока Г;
2) циклонные, в которых сеп-я осущ. путем создания закрученного потока Г.
Погеометр-м формам сеп-ры дел-ся: вертик-е, гориз-е, сферич-е.
Вертик-й сеп-р хорошо работает при импульсации потока и легко очищ-ся. Меньшая площадь зеркала ж-ти, чем в других сеп-х резко обратное исп-е ж-ти. Эти сеп-ры надежны при отводе жидкой фазы.
Гориз-й сеп-р более транспортабельнее, экономичен при обр-ке больших объемов Г. При одинаковой произв-ти гориз-го сеп-ра обычно верт-го.
Сеп-ры независимо от типа имеют сеп-ю, коагуляц-ю и сборную секции.
Сеп-я секция делится на первичную и вторичную. 1-я служит для отд-я основной крупно-дисперсной массы ж-ти от Г-го потока. Для эф-ти работы этой секции входной патрубок распол-т тангенциально, а при прямом вводе Г-го потока под ним уст-т отражат-ю перегородку. Ж-ть отд-ся от Г в рез-те дейст-я ц/б-й силы. Вторичная секция (осадительная) предн-на для удаления средней дисперсной части ж-ти. Осн-м принц-м сепар-ии в ней явл. гравит-е осаждение, к-е проявл-ся при малых ск-тях Г. Поск-ку главным требованием гравит-о осаждения явл-ся турбулентности, то в нек-х констр-х сеп-в предусм-ны спец-е выпрямляющие поток приспособления.
Коаг-я секция служит для удержания мелких капель ж-ти, не осевших в осадной секции. Для коаг-ии и улавливания мелких капель исп-т жалюзийные насадки, в которых исп-ся инерц-е силы и большая пов-ть контакта с сепарир-ой средой. Капельки малых размеров менее 10 мкм уносится жалюзийной насадкой и улавлив-ся в экстракторе тумана, сост-го из набора проволочных сеток.
Секция сбора служит для накопления и удаления отсепарир-й ж-ти. Она должна иметь достат-й объем и расп-ся так, чтобы сеп-р норм-но работал при неравном-м потоке, а отсепар-я ж-ть не мешала течению Г.
Пр-с коаг-ии капель нестац-й, и дляего стабил-ии необх. опред-е время. При размере капель до 10-6 см преобл-т броун-е движ-е, а выше – турб-е. Т. к. Г ж-ти, турб-но потоке Г при размере капель более 10-4 см большое влияние оказ-т инерц-е силы и укрупнение капель идет в результате турб-ой коаг-ии. Рост капель происх-т до тех пор, пока не начинается их дробление. С этого момента в потоке Г устан-ся равновесие м/уукрупнением и дроблением капель. Допуская, что пл-ть ж. фазы число капель и столкновений const в ед-це объема за малый промежуток времени получено ур-е для расчета времени коаг-ии капель:
t=4/β*ρг /Q*R2/(wr0)*(1–(r0/r)/Reг5/4), где β – коэф-т, зав-й от распред-я капель по размерам в турб-м потоке; R – радиус трубы; r0 – радиус зародышей капель; r – текущ. радиус капель; q – конденс-й фактор, кг/м3 ; w – ск-ть Г в своб-м сечении сеп-ра.
r0 = 2σM/RгТρж lg(q1/q2), где М – молек-я масса капли; σ – пов-ое натяжение капли; q1 – сод-е ж-ти в газе до дросселирования; q2 – то же после дросселирования; Rг – газовая const; Т – t-ра пр-са; ρж – к-та.
В пром-х усл-х коаг-я наступает чрезв-но быстро, т. е. в зоне формирования 2-хфазного потока, обр-ся за дросс-м эл-м. При движ-ии 2-хфаз-го потока на ряду с коаг-й происх-т также дробление капель. Знач-е радиуса, соотв-го опр-му периоду времени наз. модальным R капель. Связь м/умодальным радиусом капель и гидродин-ми пар-рами:
rm = 0,18R(ρг/ρж)1/7*(1/w*√(σ/ρжR))6/7, где R – радиус т/п; w – ск-ть Г.
Из посл-го ур-я видно, что радиус дробящейся капли в турб-м потоке зависит от R т/п, отн-ю пл-тей Г и капли, коэф-та пов. нат-я капли и числа Веббера: (ρжR/ σ)0,5.
Для обесп-я эф-ти работы сеп-в необх.учесть явление вторичного насыщения ж-тью отсепарир-го Г. Величина вторичного насыщ-я Г, именуемого коэф-м уноса ку осн-ой критерий, имитирующий пропускную спос-ть сепар-го обор-я.
Гравитационные сеп-ры. На г и г/к м/р сепарация на первой ступени иногда исп-ся обычные, пустотелые гравит-е сеп-ры верт-го или гор-го исп-я. Гравит-е сеп-ии в предельном случае (v=0) может обесп-ть высокую степень осаждение мех.прим., однако в реальных усл-х эф-ь осаждения частиц при v=0,05…0,5 м/с эф-ть ↓ и сост-т 85-70 % от первонач-го. Практика показала, что оптим-я ск-ть Г не должна превышать 0,1 м/с при р=6 МПа.
При движ-ии верт.потока в сеп-ре ск-ть выпадения тв-х и жид-х частиц зависит от сопрот-я оказ-го их выпадению потоком Г. Если обозн-ть силу сопрот-я ч/з Р, то получим: P=ξρг F*w2/2g, где ξ – к-т сопрот-я; F – площадь гор-го сечения выпад-х частиц, м2; w – отн-я ск-ть частицы; Р – сила сопрот-я преодолевает масса частицы G, считая, что частицы имеют шарообразною форму: G=πd3/6(ρч–ρг), где G – масса частицы, кг; ρч – частицы; d – Ø частицы, м.
Можно сост-ть ур-е:
πd3/6(ρч–ρг)=ξρгFw2/(2g)
отсюда:
w=((4/3gd(ρч–ρг))/ξρг)0,5
Ø верт.гравит.сеп-ра D при заданном расходе Г Q, раб.тем-ры Т и раб.дав. р опр-т : D= (QpоTz/67800wpT0)0,5
16. Технол-й расчет гравит-х сеп-ров с жалюзийными насадками
Жалюзийный сеп-р предст-т собой гор-й или верт-й аппарат грав-го типа в котором установлены жал-ные насадки. В пространстве до насадок и м/у ними сепарация происходит под действием сил гравитации а в насадке под действием инерционных сил наиболее эффективны жалюзийные насадки волнового типа прим-е в гор-х сепараторах. Насадки располагают гор-но или верт-но. В одном сеп-ре устан-ся 2 или более послед-но жал-х насадок. Жал-е насадки имея большую пов-ть контакта способствуют коагуляции мелких капель несущих в газовом потоке и переводу их в пленочное состояние жид-ть в виде пленки стекает по пов-ти жалюзи в нижнюю часть сеп-ра и отдел-ся от газового потока. При этом коэф-т уноса ку
ку=G2/(G+G1)
G2 – масса ж-й фазы на выходе в сеп-р.G – масса газа. G1 – масса ж-й фазы на входе в сеп-р.
Площадь лобового сечения скруберной жалюз секции
F=QP0Tz/WpT0
Q-пропускная способность сепоратора
Гравитационные сеп-ры.
На г и г/к м/р в сепарации на первой ступени иногда исп-ся обычные, пустотелые гравит-е сеп-ры верт-го или гор-го исп-я. Гравит-е сеп-ии в предельном случае (v=0) может обесп-ть высокую степень осаждение мех.прим., однако в реальных усл-х эф-ь осаждения частиц при v=0,05…0,5 м/с эф-ть ↓ и сост-т 85-70 % от первонач-го. Практика показала, что оптим-я ск-ть Г не должна превышать 0,1 м/с при р=6 МПа. При движ-ии верт.потока в сеп-ре ск-ть выпадения тв-х и жид-х частиц зависит от сопрот-я оказ-го их выпад-ю потоком Г. Если обозн-ть силу сопрот-я ч/з Р, то получим:
P=ξρг F*w2/2g, где ξ – к-т сопрот-я; F – площадь гор-го сечения выпад-х частиц, м2; w – отн-я ск-ть частицы; Р – сила сопрот-я преодолевает масса частицы G, считая, что частицы-шарики: G=πd3/6(ρч–ρг), где G – масса частицы, кг; ρч – частицы; d – Ø частицы, м. Можно сост-ть ур-е: πd3/6(ρч–ρг)=ξρгFw2/(2g) отсюда: w=((4/3gd(ρч–ρг))/ξρг)0,5 Ø верт.гравит.сеп-ра D при заданном расходе Г Q, раб.тем-ры Т и раб.дав. р опр-т : D= (QpоTz/67800wpT0)0,
18. Общая хар-ка прямоточных центробежных эл-ов.
На основании исл-й уст-но что орг-я закрутки потока в меньшем обьеме обесп. -т поддержание высокой эф-ти процесса. Этот принцип позволил повысить эф-ть разделения в ап-те за счет уст-я в нем нескольких сеп-х эл-тов. Такое конструкт-е решение обес-т поддержанеи эф-ти се-ции при сниж-е расхода Г за счет числа раб-х сеп-х эл-в удается сохранить в них высокую ск-ть потока. Из сеп-х эл-тов работающих по указ-му принципу можно указать прямоточные центробежные патрубки (ПЦП). ПЦП представляет собой заглушенную снизу цилиндрическую трубу на пов-ти к-й имеется тангенциально прорез-е в верт-й пл-ти щели предн-е для входа неосуш-го газа. Поток газа поступая ч/з танген-е щели закр-ся в поле центр-х сил обр-ся за счет закр-го восход-го потока практически все капли отбрас-ся на внутр-ю пов-ть трубы. Получ-я пленка ж-ти вращаясь по винтовой линии подним-ся под влиянием закр-го потока газа а затем напр-ся вниз ч/з кольцевой зазор, обр-й трубой и вставленным в пас коротким патр-м кот-й служит для отвода отсеч-го Г. ширина этого зазора δ3 должна быть несколько больше (на 25…30%) max возможной толщины пленки ж-ти и может опр-ся по ф-ле
3=4R(RжQж/ггQг)(1/3)Qж/QгR
R – радиус трубы μж–вязкость ж-ти ρг – пл-ть Г в раб усл λг – коэф-т гидр-го сопр-я Г; Qж –расход ж-й фазы; Qг – расход газа.
В ПЦП условно можно разгр-ть 3 основные зоны 1)зона форм-я закр-го потока 2)зона форм-я уст-й ж-й пленки 3) зона отвода отсеп-й ж-ти. Зона форм-я закр-го потока с тангенс-ми прорез-ми или лепестками более эф-на этот вариант целес-но прим-ть при больших расходах Г кода диам-р патр-ка более 80мм. Зона форм-я пленки опр-ся след-ми геом-ми размерами dn –внут-й диа-р ПЦП hщ-высота прорези или щели fщ-общая площадь сеч-я прорези n-число прорезей.для срав-я прорезей. Для срав-я патр-ков разл-х диа-ров введен пар-р m
m=fщ/fn fn-пл-дь сечения ПЦП.
Для зоны форм-я уст-й пленки соотн-е высоты диа-р ПЦП не должно превышать превышать 2…2,5 т.к. с увел-м этого соотн-я закрутка потока затухает и пленка отсепар-й ж-ти становится менее устойчиво.
Конструктивно может предст-ть собой прорези с отбойными кол-ми с внут-м кольцом, гор-е прорези с внут-м кольцом, с кольцевым отводом, торцевым отводом. Посл-й вар-т счит-ся наиболее эф-м. Из запис-х 3-х зон на эф-ть сеп-ии больше всего влияние оказ-т зона отвода ж-ти min размер отсеп-х в ПЦП капель рассчит-ся по ур-ю
y=[1–nab/(/Rn2tg)]0,5
Газосеп-ры, центробежные регулируемые
Эти сепараторы предназначены для первичной сепарации в промысловых установках осушки, а также в качестве замерного сепаратора в установках замера газа и жидкости. Выпускают сепараторы на рабочее давление 6,4…16МПа. Сепараторы обеспечивают степень очистки от жидкости 98%, при начальном предельном содержании жидкости до 200см3/м3.
Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатах с температурой окружающей среды -30…+1000С и перепадом давления =0,03МПа. Предусмотрены 2 типа центробежных регулируемых газосепараторов:
– с цилиндрическим сборником жидкости на рабочее давление = 6,4…10МПа и производительностью по газу 0,15…1млн.м3/сут;
– с шаровым сборником жидкости на рабочее давление = 6,4…16МПа и производительностью по газу 1…5млн.м3/сут.
В конструкции сепараторов предусмотрено размещение подогревателя во внутренней полости сборника жидкости. Производительность сепараторов по газу в зависимости от рабочего давления для обеспечения паспортной степени очистки газа регулируется специальным устройством, состоящим из подвижного и неподвижного конуса-завихрителя. Подвижный конус перемещается вращением штурвала. Средний срок службы 10 лет, ресурс до капремонта 60000 часов, коэффициент тех. использования – 0,97.
Газожидкостная смесь в этом сепараторе разделяется благодаря закручиванию в вертикальном цилиндре-патрубке, которое обеспечивается использованием спец.завихрителя.
При прохождении его газом жидкость под действием инерционных и центробежных сил отбрасывается на стенку патрубка и стекает вниз, в сборник конденсата. Откуда непрерывно или периодически дренируется в выветриватель. Отсепарированый газ отводится из патрубка через осевой патрубок, в конструкции которого предусмотрена розетка, обеспечивающая стабилизацию потока, с целью предотвращения излишних потерь давления потока.
19. Краткая хар-ка методов подгот-ки Г к дальнему транспорту
Уст-ки обраб-ки Г на промысле предназ-ы: 1) для подг-ки Г к дальнему трасп-ту; 2) для max извлечения у/в к-та. Выбор метода опр-ся рядом факторов: 1) фракционным составом Г, наличием в нем к-та; 2) сод-м влаги в газе; 3) сод-м в газе кислых комп-тов; 4) Р и t Г пласт-х усл-ях и на устье скв-н; 5) климатическими и почвенными усл-ми; 6) требованиями к составу и качеству Г при его исп-нии.
НТС
Наиболее широко прим-ся в практике промысловой обраб-ки Г на ГКМ НТС с дросселированием Г, однако при сущ-ей практике разр-и ГКМ на истощение, Pпл и Р на входе в УКПГ, падает. Этот способ м/б применен в чистом виде в начальный период разр-и, когда P на выходе из скв-ны существенно превышает P в начале ГПр-а. Низкая т/д-я эф-ть пр-са дросселир-я делает срок эф-го исп-я таких уст-к ограниченными. В дальнейшем t-й режим пр-са сеп-и нарушается, t сеп-и начинает возрастать. Естеств-го холода, получ-го в рез-те дросселир-я Г, становится недостаточно. Подключ-е дополнит-х водяных и возд-х т/о-ков может еще на нек-е время продлить срок службы существующих уст-к сеп-ии, но проблему не решает. В этом случае в схемах НТС исполь-ся холодильные машины, турбодетандерные агрегаты, позволяющих значительно увеличить эф-ть НТС. «+» НТС: 1) обесп-ет необх-ю т. росы по влаге и к-ту, достат-ю для трансп-та Г в средних широтах. 2) исп-ся энергия Г-го потока, поэтому пр-с НТС весьма экономичен, но не удается полностью извлечь у/в-й к-т и влагу. «-« : 1) несов-во тд процессов однократной конденсации 2) в процессе экс-ции Рпл падает, сод-е ув конденсата в пласт газе умень-ся , свободный перепад давл на дросселе умен-ся, повы-ся Т сепарации 3) тд несов-во из-за энтальпийного расшир-я газа
Абсорбционный метод
Этот метод осн-н на способности нек-рых жид-х веществ – аб-тов поглощать влагу, для этой цели прим-ся различные аб-ты, они должны иметь: 1) удовлетворительную осушающую способность в широком интервале концентраций; 2) низкие P насыщ-х паров в усл-ях эксплуатации, для потерь аб-ты; 3) tкип настолько отличающуюся от tкип воды, чтобы происходило их разделение от сорбируемой воды; 4) низкую вяз-ть при tраб, обесп-ю хороший контакт с Г-м на тарелках колонны; 5) низкую взаиморастворимость с комп-ми Г.
Наиболее полно этим треб-ям отвечают ЭГ, ДЭГ, ТЭГ. Их водные р-ры не вызываю коррозию оборуд-я. «+»: 1) незначительные потери P; 2) непрерывность пр-са, простота управления, возможность полной автоматизации; 3) возм-ть разр-и компактных, легких, транспортабельных уст-к; 4) > длит-й срок службы аб-та по сравн-ю с ад-ми и меньшая стоимость; «–»: 1) точка росы >, чем при осушке ад-том; 2) возм-ть увеличения потерь аб-та в присутствии нек-х тяжелых у/в-в из-за вспениваемости р-ра; 3) засоление аб-та, что снижает его поглотит-ю способность.
На уст-ке аб-ной осушки Г аб-т после его насыщения парами воды в аб-ре регенерируется и возвращается в систему. t-ра в десорбере не должна превышать t-ры разложения аб-та. (для ДЭГ=164оС).
Адсорбционный метод
Позволяет почти полностью извлечь из Г С5+ и влагу. К ад-там предъявляются треб-я:
1) большая развитая пов-ть, обеспечивающая высокую производит-ть ад-х уст-вок;2) высокая активность поглощения комп-тов; 3) легкая и экономичная регенерация; 4) сохранение ад-ых свой-в в течение экслуатац-го срока службы; 5) высокая мех-я прочность в целях предотвр-я разруш-я их и образов-я пыли; 6) дешевизна, не токсичность, некоррозионность, хим-кая инертность, достаточная ; 7) неизменность объема в циклах ад-ии и десорбции, по возможности не разруш-ся при попадании на них капельной ж-ти. Распростр-е аб-ты: активиров-е угли, силикагели, алюмогели и цеолиты (молекул-е сита). Хар-ка ад-та обычно опред-ся рядом показателей: 1) ад-ая ём-ть сухого поглотителя; 2) режим равновесия, определяющий при заданных пар-рах P и t пр-са полноту исполь-я ад-ой емкости сухого поглотителя; 3) ск-ть пр-са или динамич-е хар-ки пр-са; 4) мех-м пр-са ад-ии с выводом ур-я мат. баланса.
Ад-ые пр-сы дел-ся на периодич-ые и непрер-го дей-я. Среди периодич-х распр-е получили уст-ки КЦА (с продолж-ю цикла 40…80 мин против 4..8 часов в обычных уст-х). Чем < время цикла, тем > производит-ть уст-ки. Сокращение времени цикла огр-ся сравнит-но медленной десорбцией бензиновых у/в-в.
«+»: 1) достиг-ся высокая степень очистки и осушки Г; 2) полн-ю отсут-ет необх-ть в потреблении воды и пара; 3) потребление эл. энергии минимально; 4) уст-ки компактные и легко монтируемые, при необх-ти можно перемещать на другие мест-я. «–»: 1) отн-но высокие кап.затраты на уст-ку, в 2..3 раза больше, чем при осушке жид-ми сорбентами; 2) необх-ть частой смены ад-та; 3) более высокий Р, чем в гликолевых уст-ках; 4) зав-ть производит-ти уст-вок от Рраб; 5) изм-е т. росы подготавливаемого Г во времени по мере насыщения ад-та влагой.
Комбинированный способ
Этот способ разделения Г м/б осуществлен на основе сочет-я сорбционных методов с предварит-м охл-ем Г и сорбента. Предв-е охл-е Г при прим-нии сорбционных методов обр-ки целесообразно осущ-ть с помощью дросселир-я без совершения внешней работы или с соверш-ем внеш-й работы с пом-ю турбодетандеров.
Выбор метода: 1) на ГМ, можно прим-ть ад-ю (исп-ся при необходимости т. росы по воде < –25С ) или аб-ю; 2) для ГКМ, продукция к-х сод-т у/в-е к-ты < 100 см3/м3, прим-ся НТС с эж-цией 70..85% гликоля или с предварит-й осушкой Г; 3) для извл-я к-та из Г в период падающей добычи, а след-но, снижение т. росы по у/в-м, треб-ся ввод посторонних источников холода или прим-е аб-ии в потоке с исп-ем у/в-о сорбента; 4) для ГКМ при сод-е у/в-о к-та > 100 см3/м3 целесообразно применять НТ аб-ию с исп-ем у/в-о конд-та в кач-ве сорбента. Осушка Г осущ-ся либо путем впрыска гликоля в поток, либо на сорбционных уст-ках; 5) на Г и ГКМ, в газе к-рых содерж-ся сереводород, м-ды промысловой подгот-ки отличаются от вышеприведенных тем, что Г предварит-но очищается от H2S.
20. Расчет процесса дросселирования ПГДля т/д-кого расчета пр-са НТС и определения потребного кол-ва ингибитора, следующему предотвращению г/о в промысловых сеп-ных устройствах и регулирующих клапанах на ГРС, необходимо знать t-ру газа после дросселирования. Эту температуру можно определить поизвестным начальному P1, t1 и конечному давлению P2, зная интегральный или среднедиф-ный эффект Джоуля-Томсона. Осн-м признаком процесса дросселирования явл-ся ровный по теплосодержанию или энтальпии газа до и после дросселирования, независимо от величины изменения Р. Поскольку различия скоростей течения газа до и после дросселирования, а также наличие некоторой реальной теплопередачи может вызвать изменение теплосодержания. Если изменение скорости незначительно, либо равно 0, а величина реальной теплопередачи невелика и ею можно пренебречь, то можно принять i=0.
Когда, при дросселировании газа давление уменьшают на значительную величину, то эффект Джоуля-Томсона называют интегральным. Дифференциальный эффект Джоуля-Томсона это изменение температуры, происходящее от бесконечно малого изменения давления i=(T/P)i=const (1)
i – дифференциальный эффект Джоуля-Томсона
В промысловой практике в основном всегда имеет конечный перепад давления газа, поэтому диф. Эффектом обычно считается некоторый конечный перепад давления газа и (p=0,1 МПа). Свяжем (1) с 3-м параметром состояния – объемом. Для этого воспользуемся третьим законом т/д-ки:
dQ=di–VdP (2) Q – кол-во тепла; V – объем системы; Если процесс протекает при постоянном давлении, то изменение кол-ва тепла системы будет равно изменению ее теплосодержанию:
dQ=di–CpdT (3) Cp=(i/T)p (4)
Cp – теплоемкость газа при постоянном давлении.
Изотермическое влияние давления на энтальпию: (i/P)T=V–T(V/T)P (5)
Энтальпию любого процесса можно выразить в зависимости от параметров Р и Т: di=(i/P)ТdP+(i/T)PdT (6)
Подставив (6) в (4) и (5):
di=CpdT+[V–T(U/T)P]dP (7)
Для рассматриваемого процесса процесса дросселирования, когда di=0 из (7) получим: i=(dP/P)=(T(dV/dT)P–V)/CP (8)
Этим выражением определяется дифференциальным эффектом Дж.-Томп. Через абсолютные параметры состояния газа. Дифференциальный эффект можно вычислить теоретически из уравнения состояния Ван-дер-Ваальса, Битта, Бертло и др. Из уравнения Бертло справедливо для запретной области теиператур и при умеренных давлениях (до 10 Мпа) можно получить формулу диф. дроссель эффекта в виде:
i=9ARTк[1–18(Тк/Т1)2]/(128РкСр) (9)где Tк, Рк – критическая температура и давление газа. Т1 – начальная тем-ра газа. СР – молярная теплоемкость газа при постоянном давлении.
21 Зависимость функции коэфф-та Джоуля-Томсона
i=(dP/P)=(T(dV/dT)P–V)/CP (8)
Преобразуя (8) к виду удобному для вычисления диф. дроссель эффекта, выразив его через остаточный объем α и предение параметрах газа обобщенных функциях. Т.к. остаточный объем есть разность м/уобъемами ид. И реального газов, то: α=RT/P–V (10)
Продифференцируем 10 по Т при Р=соnst. и результат дифференцирования подставив в уравнение (8), после преобразований для коэффициента Джоуля-Томпсона
i=[–T(/T)P]/CP (11)
выражая (11) через приведенные параметры газа , , и получим, что
i=к[пр–(пр/)]/СР (12)
где СР=СРо+СP (13)
СРо – молярная теплоемкость идеального газа при атмосферном давлении;
СР – изотермическая поправка теплоемкости на давление. Остаточный критический объем: к=РТк/Рк–Vк (14) =Р/Рк (15), =Т/Тк (16) пр=/пр (17)
Соответсвенно приведенные Р, Т и остат. объемы.
Расчеты показывают, что величина Ркрпр/Ткр для у/в-ых газов колеблется в пределах 1,41…1,47 и в среднем можно принять Ркк/Тк=1,44 (18)
Отсюда к=1,44Тк/Рк (19)
С учетом (13), (19) уравнение (12) для коэффициента Дж.-Томпсона:
i=1,44(Тк/Рк)[пр-(пр/)]/(Сро+СР) (20)
Преобразуем (20) в форму РкiCp/Тк=1,44[пр–(пр/)] (21)
РкiCp/Тк – обобщенная ф-ция Дж.-Томпсона. Величина ее, вычисленная по (21) приведена на рисунке 1 в зависимости от и . Из ур. (20) получим окончательное выражение для вычисления коэф. Дж.-Томсона для ПГ:
i=(Тк/Рк)[РкiCp/Tк]/(Сро+СР) (22)
По (22) можно вычислить коэффициент Дж.-Томсона при этом обобщенная функция РкiCp/Tк в зав-ти от прив. параметров определяется по графику рис. 1. Среднее отклонение, вычисленных по нашему методу коэффициентов Дж.-Томсона. для чистых компонентов и смесей от опытных данных составляют 7 %. При пост. Р-х и t-рах коэф. Дж.-Томсона. для сухого у/в-го газа имеет большую величину для газа с большой молекулярной массой. При промысловых расчетах, связанных с дросселированием газа, обычно пользуются интегральным дроссель-эффектом, который определяется как произведение средних значений: дифференциального дроссель-эффекта на изменение давления. Для аналитического определения дроссель эффекта при изменении давления от Р1 до Р2 , необходимо проинтегрировать величину:
(23)
Для газа, подчиняющегося уравнению Ван-дер-Ваальса, Чарный получил из (23) след. Выражение
Т1–Т2+2аln[(2a/bR–T1)/(2a/bR–T2)]/bR=Ab(P1–P2)/CP (24)
где Т1, Т2 – начальная и конечная температура газа; Р1, Р2 – начальное и конечное давления газа; СР – уд.теплоемкость газа.
a=27R2Tкр2/(64Ркр) (25)
b=RTк/(8Рк) (26)
(24) можно преобразовать к виду для расчета интегрального дроссель эффекта. Т=Т1–Т2=АRTк/(8СР)(1/1–1)(1–2) (27)
где: 1=/Тинв (28) 1=Р1/Ркр (29)
2=Р2/Ркр (30) Тинв=27/(4Ткр) (31)
формулу 27 можно преобразовать кслед виду:
Т=5,569(1/1–1)(1–2) (32)
анные, полученные по (27) и (32) совпадают с экспериментальными, и данными. (32) можно использовать для расчета интегрального эффекта ПГ с содержанием газа >90 %. Уменьшение температуры природного газа при данном изменении еа штуцере и известном давлении газа можно определить по рис. 2. При интегральных расчетах температуру газа в процессе дросселирования можно определить энтальпийным диаграммам, т.е. диаграмма состояния, которые для каждого индивидуального компонента газа строятся экспериментальным данным. Чаще всего параметры процесса дросселирования определяются по диаграммам состояния для чистого газа.
По этим диаграммам получают приближенные значения величины интегрального дроссель эффекта, применительно к природному газу. В реальных условиях интегральный дроссель эффект для ПГ, определено для СН4. Эти отклонения могут быть вызваны отклонением в составе, присутствием в газе азота и СО2, а также наличие капельной жидкости Н2О и у/в-ого конденсата, который способствует увеличению конечной температуры газа, т.е. уменьшению дроссель эффекта. Рядом исследователей построены номограммы, позволяющие определить температуру ПГ после дросселирования. Одна из таких номограмм построена Будаяном, на основе диаграммы i – lgP для метана приведена на рис. 3.
Данная номограмма позволяет определить интегральный дроссель эффект метана нужной для практики газовой промышленности области Р=0…32 МПа и Т=70…120оС. Эта номограмма с достаточной точностью можно пользоваться для определения дроссель эффекта, или температуры после дросселирования ПГ, с содержанием метана >90% рис. 3.
22. Технол-я схема без рекуперации теплоты
Изображена (рис. 1) ур-е теплового баланса:
dQx=dQв+dQв+dQк+dQк+dQхг+dQп(1)
где dQx – кол-во теплоты получаемое при дросселировании Г; dQв – кол-во теплоты выд-ся при конд-и воды; dQв – кол-во теплоты при охл-и сконденсировавшейся воды; dQк – кол-во теплоты при конд-и тяжелых у/в-в; dQк – кол-во теплоты при охл-и сконд-ся тяжелых у/в-в; dQхг – кол-во теплоты необход-го для охлажд-я Г; dQп – кол-во теплоты потери тепла в ОС.
dQx=QгСрг(dT/dP)idP (2)
где dQг – расход Г, м3/час; Срг=Ср(Р,Т) – теплоемкость Г кДж/оС;
(dT/dP)i=i (3) – диф-ный эффект Джоуля-Томсона, оС/Па.
При дросселировании от Р1 до Р2 уравнение 2 будет иметь вид
Qx=Срг(t/P)idP=Qг(Р1–Р2) (4)
где – среднее знач-е функции.
Cрг(t/P)P1…P2, T1…T2
Температуру Т2 можно определить исходя из формулы интегрального дроссель эффекта:
t1–t2=t/P)idP=(P1–P2) (5)
где – средне изменение температуры Г при снижении давления на 0,1 МПа в интервале давления Р2....Р1
Удельную теплоту при конд-и воды:
dQв=QгdWrв (6)
где W(P,Т) – сод-е влаги в газе, г/м3;
rв – скрытая теплота конд-и воды, Дж/кг
dW=W/PdP+W/TdT (7)
после интегрирования уравнения (6):
Qв=Qгa1(Р1–Р2)+Qгa2(Т1–Т2) (8)
где a1 – среднее знач-е функции rв(Р,Т1)[dW(Р,Т1)/dP] в интервале Р1...Р2;
a2 – среднее знач-е функции rв(Р2,Т)[dW(Р2,Т)/dP] в интервале Т1...Т2
Если взять нек-е среднее знач-е rв(Р,Т), то из уравнения (6) получим
Qв=Qгrв(W1–W2) (9)
где W1, W2 – сод-е влаги в Г на выходе в т/о и на выходе при условиях сеп-ии, г/м3
Кол-во теплоты выд-ся при охл-и сконденсировавшейся воды:
dQв=QгWСрвdt (10)
где Срв – теплоемкость воды кДж/оС.
Qв=QгWСрв(Т1-Т3) (11)
Т1 – t-ра Г на входе в т/о оС
Т3 – t-ра сеп-ии, оС
Кол-во теплоты выдел-ся при конд-и тяжелых у/в:
dQk=Qгdqкrk(P,Т) (12)
где dqк – сод-е тяжелых у/в в газе, г/м3; rk(P,Т) – скрытая удельная теплота конд-и тяжелых у/в, кДж/кг
если dqк=qк/PdP+qк/ТdТ (13), то (12) примет вид
dQk=Qгв1(Р1–Р2)+ Qгв2(Т1–Т2) (14)
где в1 – среднее знач-е функции [dqk(Р,Т1)/dPrk(Р,Т1)] интервале P2....Р1; в2 среднее знач-е функции [dqk(Р2,Т)/dPrk(Р2,Т)] интервале Т2....Т1.
Если взять среднее знач-е rk(Р,Т) и учитывая, что кол-во выдел-ся при конд-и тяжелых у/в равно q, то:
Qk=Qгqкrk (15)
Знач-е qк опр-ся как разница содержания тяжелых у/в на входе в сеп-р и после сеп-и.
Кол-во теплоты необходимой для охл-я выдел-ся тяжелых у/в:
dQk=QгqкСркdt (16)
Кол-во тепла необход-го для охл-я Г:
dQхг=dQгСргdt (17)
Qхг=QгСpгdt=Qг(t1–t3) (18)
где – среднее знач-е теплоемкости Г в интервале t-р от t1 до t3;
Потеря теплоты в ОС
Qп=кFtср (19); к – коэф-т теплообмена в ОС; F – поверхность оборудования ч/з который происходит теплообен; tср – средняя разность температур м/у оборудованием и ОС.
24. Расчетные схемы НТС с рекуперацией теплоты в газовом теплообменнике, с рекуперацией теплоты газа и жидкости
1) Технологическая схема с рекуперацией теплоты в газовом т/о. Для технологической схемы с рекуперацией теплоты в т/о (рис. 2) уравнение теплового баланса имеет вид:
dQх=dQв+dQв+dQк+dQк+dQп+dQнг (1)
dQв – кол-во теплоты выд-ся при конд-и воды; dQв – кол-во теплоты при охл-и сконденсировавшейся воды; dQк – кол-во теплоты при конд-и тяжелых у/в-в; dQк – кол-во теплоты при охл-и сконд-ся тяжелых у/в-в; dQп – кол-во теплоты потери тепла в ОС; dQНГ – потери тепла от недорекуперации газа в т/о;
dQнг=Qгdt=Qг(t1–t4) (2)
где – средняя теплоемкость газа в интервале температур t4–t1.
t4 – температура газа при выходе из т/о.
Удельную теплоту при конд-и воды:
dQв=QгdWrв (3)
где W(P,Т) – сод-е влаги в газе, г/м3;
rв – скрытая теплота конд-и воды, Дж/кг
dW=W/PdP+W/TdT (4)
после интегрирования уравнения (3):
Qв=Qгa1(Р1–Р2)+Qгa2(Т1–Т2) (5)
где a1 – среднее знач-е функции rв(Р,Т1)[dW(Р,Т1)/dP] в интервале Р1...Р2;
a2 – среднее знач-е функции rв(Р2,Т)[dW(Р2,Т)/dP] в интервале Т1...Т2
Если взять нек-е среднее знач-е rв(Р,Т), то из уравнения (3) получим
Qв=Qгrв(W1–W2) (6)
где W1, W2 – сод-е влаги в Г на выходе в т/о и на выходе при условиях сеп-ии, г/м3
Кол-во теплоты выд-ся при охл-и сконденсировавшейся воды:
dQв=QгWСрвdt (7)
где Срв – теплоемкость воды кДж/оС.
Qв=QгWСрв(Т1-Т3) (8)
Т1 – t-ра Г на входе в т/о оС
Т3 – t-ра сеп-ии, оС
Кол-во теплоты выдел-ся при конд-и тяжелых у/в:
dQk=Qгdqкrk(P,Т) (9)
где dqк – сод-е тяжелых у/в в газе, г/м3; rk(P,Т) – скрытая удельная теплота конд-и тяжелых у/в, кДж/кг
если dqк=qк/PdP+qк/ТdТ (10), то (9) примет вид
dQk=Qгв1(Р1–Р2)+ Qгв2(Т1–Т2) (11)
где в1 – среднее знач-е функции [dqk(Р,Т1)/dPrk(Р,Т1)] интервале P2....Р1; в2 среднее знач-е функции [dqk(Р2,Т)/dPrk(Р2,Т)] интервале Т2....Т1.
Если взять среднее знач-е rk(Р,Т) и учитывая, что кол-во выдел-ся при конд-и тяжелых у/в равно q, то:
Qk=Qгqкrk (12)
Знач-е qк опр-ся как разница содержания тяжелых у/в на входе в сеп-р и после сеп-и.
Кол-во теплоты необходимой для охл-я выдел-ся тяжелых у/в:
dQk=QгqкСркdt (13)
Потеря теплоты в ОС
Qп=кFtср (14); к – коэф-т теплообмена в ОС; F – поверхность оборудования ч/з который происходит теплообен; tср – средняя разность температур м/у оборудованием и ОС.
2). Технологическая схема с рекуперацией теплоты газа и жидкости. Для данной схемы уравнение теплового баланса имеет вид:
dQх=dQв+dQк+dQнг+dQнж+dQнк
где dQНЖ – потери теплоты от недорекуперации ж-сти в т/о;
dQнк – кол-во теплоты, полученное при испарении конденсата.
dQнж=Qг(W1–W2)Cрв(t1–t5)+QгqкСрк(t1–t5)
где t5 – температура ж-сти на выходе из т/о.
В промысловых условиях величины и Ср переменные, которые зависят от давления и температуры, и состава газа. При расчете теплового баланса установки, приведенной на рис. 3 необходимо учитывать теплоту испарения конденсата при рекуперации теплоты конденсата в теплообменнике Т-2.
Для сравнивания расмотренных технологических схем приведены результаты расчетов необходимого изменения давления для получения температуры сепарации –10оС. расчеты выполнены на 1 м3 газа из которого конденсируется 100 г у/в-го конденсата при начальной температуре 40оС и tп=5оС.
Расчеты показывают, что для уменьшения потребного кол-ва теплоты наиболее рационально рекуперировать как теплоту газа, так и теплоту жидкости. В этом случае, чтобы получить температуру –10 0С в НТС-ре изменение давления на штуцере должно быть 7,1 Мпа. Рис. 1. Р=23,4 МПа.
25. Технологические схемы промысловой обработки Г методом НТС
Принцип-я технол-я схема НТС приведена на рис.1. Она предназначена для промысловой обработки Г на ГКМ, расположенных в любой климат-й зоне, с содержанием у/в к-та в продукции скв-н до 100 см3/м3. Сырой Г из скв-ны, под действием Руст, поступает на групповую установку, где после предварит-го дросселирования направляется в сеп-р I-й ступени 3. Кол-во скв-н, подключенных к этому сеп-ру, зависит от пропускной способности последнего. В сеп-ре 3 происходит отделение от Г ж-ти, выделившейся по пути его движения от забоя скв-ны. Затем Г направляется в т/о 5, где охлаждается Г-м, поступающим в межтрубное пространство из НТС-ра 7. Из т/о-ка Г поступает через штуцер в НТС-р 7, в котором он сеп-ся от ж-ти, выделившейся за счет понижения t-ры в т/о-ке и дросселе или эжекторе. Осушенный Г из сеп-ра 7 поступает в т/о-к 5 и охлаждает продукцию скв-ны, и затем направляется через замерное устройство во внутрипромысловый газосборный коллектор. Ж-ть, нестабильн. у/в к-т, водный раствор ингибитора г/о, выделившиеся в сеп-ре I-й ступени 3, поступают в к-тосборник 4 и далее непрерывным потоком направляются в разделительную емкость 10, где происходит отделение у/в к-та и водного раствора ингибитора г/о. Из разделит.емкости 10 у/в к-т под своим давлением, через т/о-к 9 подается в поток Г перед низко-температурным сеп-ром, а водный раствор ингибитора г/о направляется в емкость 11 для Р, и через фильтр 12, для очистки от мех. примесей, в регенерационную установку 13. При образовании гидратов в шлейфах регенерированный ингибитор из установки 13 с помощью насоса 19 подается в шлейфы для предотвращения г/о в них. Поток нестабильного у/в к-та и водного раствора ингибитора г/о из НТС-ра 7 направляются в разделительную емкость 15 через межтрубное пространство т/о 9, где охлаждает нестаб-й к-т, поступающий из разделительной емкости 10. Из разделительной емкости 15 раствор ингибитора г/о, через фильтр поступает на установку регенерации 14, где регенерируется и насосом 19 подается в Г-й поток перед т/о-м 5. У/в к-т из разделит-й емкости 15 направляется через межтрубное пространство т/о-ка 18 в деэтанизатор 16. Установка деэтанизации, состаящая из тарельчатой колонны, печи и т/о-ка предназначена для промысловой подготовки к-та к транспорту. Эта установка позволяет в промысл. условиях извлечь из Г пропан-бутановые фракции. Заданная t-ра низа деэтанизатора поддерживается с помощью т/о-ка 18, в котором стабильн-й к-т, подогретый в печи 17 до t =160 оС отдает свое тепло насыщенному к-ту, поступающему из разделит.емкости 15.
Охлажденный стабильн-й к-т подается в к-топровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного нестабильн-го к-та на верхнюю тарелку деэтанизатора. В таком случае деэтанизатор будет работать режиме аб-но-отпарной колонны. Стабилизация к-та путем ступенчатой дегазации применяется при незначит-м его содержании(< 20 см3/м3) и небольших объемов добычи Г.Г выветривания или дегазации из разделит-й емкости 15, через эжектор или компрессор подается на вход НТС-ра. Г дегазации из разделит-й емкости 10, также подается в общий поток Г в НТС-р. На схеме показан также замерной сеп-р 1, на выкидной линии которого установлена замерная диафрагма. Сеп-р снабжен к-тосборником-разделителем 2 со счетчиками. Эти замерные устройства предназначены для периодического контроля за дебитами Г и жидкости.
26. Периоды работы установок НТС
При Рпл интегральный дроссель эффект на установках НТС также . В результате чего t-ра сеп-ии и естественно ухудшается и осушка Г. Для поддержания в сеп-рах постоянной во времени t-ры сеп-ии на ГК комплексах осуществляются мероприятия по снижению потерь Р и улучшения способов охлаждения Г на пути его движения из пласта к установке НТС. В связи с этим в работе установки НТС наблюдаются следующие периоды:
1. Когда запас естеств-й энергии пласта большой, то он обеспечивает получение заданной технол. режимом темп-ры сеп-ии, путем дросселирования Г и теплообмена в газовых т/о-ках. В сеп-рах поддерживается Р максимальной конденсации. При высоких пласт. давлениях на устье скв-н и на входе в УКПГ устанавливаются штуцеры с таким расчетом, чтобы Р Г на входе в установку не превышало 16-17 МПа, т.е. допустимое рабочее давление для сеп-ров и т/о-ков.
2. Когда Р на входе в установку -ся до величины не позволяющей получить прежнюю t-ру Г в сеп-рах, то устьевые штуцеры снимаются.
3. При дальнейшем Pпл возможно, если это экономически целесообразно, заменить лифтовые трубы на больший диаметр, если нет опасности нарушения экспл-х колонн в следствие эрозионно-коррозионных явлений. При больших отборах Г из скв-н эксплуатацию следует вести через затрубн-е пространство и лифтовые трубы одновременно.
4. При прочих равных условиях поверхность охлаждения Г-ых т/о-ков наращивается до экономически целесообразных размеров.
5. При дальнейшем получаемой в сеп-рах t-ры Г сверх заданной технол-м режимом в работу вводятся посторонние источники холода (водяное, воздушное охлаждение, турбодетандеры) Ввод холода из вне обосновывается технико-экономич-ми расчетами.
6. При Р на входе в установку до величины Р max конденсации наступает период компрессорной работы установки НТС. Дефицит Р для транспорта Г потребителям компенсируется установкой компрессорных станций.
7. При значит-м Рпл, дебитов скв. и общего отбора Г из месторождения, истощенную залежь можно разрабатывать с целью подачи Г на местные нужды. Часть оборудования установок НТС при этом может быть демонтирована.
Выбор режима работы установок НТС
На показатели установок НТС большое влияние оказывают t, Р, состав сырьевого Г, эффективность оборудования и число ступеней сеп-ии.
Выбор P: На практике значение Р на последней ступени сеп-ии выбирается как правило на 0,1-0,2 МПа больше, чем Р в МГ. Р на I-й ступени сеп-ии устанавливается в зависимости от устьевых параметров Г, наличия арматуры и оборудования, состава продукции. P оказывает существенное влияние на распределение компонентов Г по фазам. С Р степень извлечения тяжелых компонентов снижается, в то же время общее кол-во у/в перешедших в ж-ую фазу при сеп-ии увеличивается, что связанно с увеличением конденсации метана и этана. Пропорционально этому -ся кол-во газов выветривания на установке стабилизации к-та. Следовательно повысится также расход энергии на дожатие низкотемпературных Г-в до Р товарного Г.
Выбор t: Значение t-ры выбирается исходя из необходимости получения точки росы Г, обеспечивающей транспортирование Г в однофазном состоянии. На ряду с этим, в ряде случаев, выбор t-ры обработки Г осуществляется также для увеличения выхода пропан-бутановых фракций.
Выбор числа ступеней сеп-ии: На практике применяются 2-х и 3-х ступенчатые схемы. Расчеты показали, что для всех составов Г max выход ж-ой фазы имеет место при одноступенчатой сеп-ии. На практике, как правило для подготовки Г не используют одноступенчатый процесс сеп-ии. При многоступенчатой сеп-ии в I-м сеп-ре от Г, наряду с частью к-та выделяются вода и мех.примеси. Выделение последних из Г обеспечивает надежную работу т/о-ка перед сеп-ром II-й ступени. Поэтому учитывая, что в добываемом Г почти всегда могут быть мех.примеси применение сеп-ра I-й ступени при обустройстве ГКМ практически неизбежно.
С учетом приведенных для подготовки Г и ГК можно рекомендовать следующие варианты технол-х схем, обеспечивающие преимущества одноступенчатой сеп-ии:
1. Установка НТС, где благодаря режиму в I-й ступени сеп-ии из Г выделяется минимальное кол-во тяжелых у/в. Это обеспечивает поступление в сеп-р II-й ступени более жирного Г и тем самым увеличение выхода в нем к-та. В период исчерпания дроссель эффекта сеп-р 1-й ступени можно использовать только для выделения из Г мех.примесей и капельной влаги. Для более тонкой очистки Г от примесей можно организовать подачу в поток Г некоторого кол-ва ингибитора, который на ряду с предотвращением г/о поглотит-й также мех.примеси.
2. Схема с подачей нестабильн-го к-та сеп-ииI-й ступени или его тяжелой фракции в поток Г перед сеп-ей 2-й ступени. При подаче всего нестабильн. к-та после его разделения от водно-ингибиторного раствора в поток Г, состав смеси перед сеп-ром 2-й ступени становится такой же, что и состав первоначальной смеси. Поэтому в итоге установка НТС хотя формально имеет 2 ступени, фактически состоит из одного технологического цикла. Подача всего кол-ва нестабильн. к-та уменьшает кол-во потоков Г выветривания и упростит схему установки.
27. Использование эж-торов в схемах установок НТС
По сравнению с комп-рами обладают «+»: 1) низкая металлоемкость; 2) надежность, 3) простота конструкции; 4) легкость монтажа; 5) широким диапазоном усл-й работы; 6) низкие сроки строительства; 7) компактность установки; 8) не требует специального помещения, специального ухода. Г эжекторы наиболее широкое приминение нашли в УНТС для сбора г выветривания нестабильного конденсата. Практикуется уст-ка эж-ра до дросселя или вместо него. (рис1)
Основные элементы эж-ра: сопло высоконапорного (активного или эж-тирующего Г-в), камера смешения, диффузор.
Активный Г подают в камеру смешения ч/з специальное сопло. Наиболее эффективны сопла Лаваля, в которых ск-ти истечения Г больше ск-ти звука.
Диффузор служит для Рстат в смеси на выходе из эж-тора. Сущность пр-са эж-тирования состоит в том, что Г высокого Р вводят в камеру смешения с помощью спец-го сопла. Сечение сопла в несколько раз меньше сечения подвод-й трубы. При похождении ч/з сопло в виду объема в камере смешения создается определенное Рстат, к-е <Р низконапорного Г. За счет разницы в Р низконапорного Г и Рст на входе Г в камеру смешения происходит эж-тирование низконапорного Г.
Основные пар-ры эж-торов это коэф-т эж-ции и кинематический пар-р.
Кэ – показывает отношение расходов пассивного и активного Кэ=Qп/Qа (1)
Рк – характеризует отношение активного и пассивного давления Рк=Ра/Рп (2)
На практике чаще известны Р, Q, Т активного и пассивного Г на входе в эж-тор. В рез-те расчета требуется определить камеры смешения, входного сечения сопла активного Г, крит-го сечения сопла актив-го Г и др. пар-ра.
Геометр-е пар-ры эж-тора, при начальных пар-рах смешения газов и заданном коэф-те эж-ции, должны обеспечить получение maxP газовой смеси на выходе из эж-тора.
1. Основной геометр-й пар-р эж-ра, это отношение площадей эж-тирующего и эж-тируемого Г: =F1/F2 (3)
При малых значениях – эж-тор работает с большим коэф-том эж-ции, но Р Г-й смеси на входе будет более низким.
2. Второй геометр-й пар-р – отношение площади выходного сечения диффузора Fвых к входному Fвх т. е. степень уширения диффузора: f=Fвых/Fвх (4)
3. Отношение длинны камеры смешения lкс к ее диаметру Дкс lот=lкс/Дкс (5)
Длинна lкс должна быть достаточной для обеспечения полного смешения активного и пассивного газов, min-й в целях сокращения гидравлических потерь и габаритов эж-ра.
Р Г смеси на выходе и из диффузора:
Рс=Рп[1,047+0,126lgKэ+(0,665–1,769lgKэ)lgPk]
4. входного сечения активного Г:
dва=61,97(Qа(273+tа)0,5/(9,81Ра))0,5 (7) критического сечения сопла активного Г:
dка=dка(0,232Рк+0,783)0,5 (8)
камер сечения:
Dкс=dва(Рк(0,232+кэ)+0,783)0,5 (9)
кольцевого сечения сопла пассивного Г:dкс=dва(Рккэ)0,5 (10)
5. Длину сопла активного Г на входе в эж-тор находят при условии, что угол раскрытия 4...6о
Длину камеры смешения вычисляют:
lкс=(8...11)Dкс (11)
Длинна диффузора ограниченна пределами раскрытия его угла на уровне 8...10о
6. Коэф-т эф-ти эж-ции:Кэ=(Рс/Рд)100% (12)
где Рд – Р в смеси в том случае если бы Г смешивался без применения эж-торов, опр-ся пор з-ну Дальтона:
Рд=Qn/(Qa+Qn)Pn+Qa/(Qa+Qn)Pa (13)
Подключение эж-тора в систему во всех вариантах увеличивает выход жидкой фазы в сеп-ре II ступени. Чем > в газе тяжелых у/в, тем существенно влияние рециркуляции низконапорного потока на показатели НТС.
Разработан ряд эж-торов ЭГ-Р/D. Основными пар-рами приняты Р, расход активного Г и активного сопла. Для предупреждения г/о-я в рабочем сопле применяется огневой подогреватель, где в качестве теплоносителя используется транспортируемый Г. Характеристики эж-торов представлены на рис. 1
28. Технологическая схема УНТС с тедандерно-компрессорными агрегатами.
Осн-е назн-е турбодетандера охл-е Г. Это достигается организацией пр-са расширения протекающего Г ч/з турбодетандер с совершением внешней работы, что приводит к Р и t Г. В разл-х промышленных холодильных уст-х получили применение детандеры объемного типа: поршневые, винтовые, в которых расширение Г происходит при изменении объема рабочих полостей к положительным качествам, таких детандеров следует отнести возможность значительного Р, а следовательно глубоко охлаждения Г в одной ступени. По сравнению с объемными детандерами, турбодетандеры характеризуются > производительностью, быстроходностью и > высокими значениями КПД. На рис. 1. приведена технол-я схема УНТС с детандерными агрегатами. Преимущества УНТС оборудованных турбохолодильными установками (ТХУ), по сравнению с установками оснащенными паро-компрессорными холодильными машинами (ПКХМ):
1) В системе с ТХУ отсутствует т/о-к 2 в котором обычно осуществляется передача холода от ПКХМ, поверхность и гидравлическое сопротивление ПКХМ достаточно велики, а капиталовложения составляют существенную долю в УНТС. Исключение ПКХМ из схемы УНТС приводит к металло-, капиталовложений;
2) Работа расширения Г исп-ся для дожатия остаточного Г. Это приводит к КПД системы по сравнению с установками в которых холод получается в результате изоэнтальпического дросселирования;
3) Обслуживание УНТС с ТХУ, проще чем с ПКХМ;
Недостатки ТХУ с ТХКМ
1) На t-м уровне 250…260 К т/д-я эф-ть ТХУ ниже, чем ПКХМ.
2) По мере Рпл абсолютное значение производительности по Г ТХУ.
3) При Р происходит внутреннего относительного КПД турбины и компрессора ТХУ.
29. 30 Абсорбционная осушка природного газа.Жидкие осушители и их свойства.
Наиболее широкое применение в качестве осушителей получили высококонцентрированные растворы ЭГ, ДЭГ, ТЭГ, применяется также пропиленгликоль(ПГ). Они являются водными растворами 2-х атомных спиртов жирного ряда, с водой смешиваются во всех отношениях. Их водные растворы не вызывают коррозии оборудования. Это позволяет изготовлять оборудование из более дешевых марок стали. Важным свойством гликолей является их способность понижать температуру замерзания водных растворов. Это свойство дает возможность использовать их как антигидратные ингибиторы при отрицательных температурах контакта. Чем ниже дипольный момент гликоля, тем лучше способность их ассоциации и понижении температуры замерзания растворов. Растворы ЭГ имеют низкую температуру замерзания, большую степень предотвращения гидратообразования при одинаковых концентрациях, меньшую вязкость при рабочей температуре осушке, более низкую растворимость в углеводородном конденсате по сравнению с ДЭГ и ТЭГ. Однако ЭГ имеет существенный недостаток – высокую упругость паров. Вследствие этого он не получил широкого распространения. При смешивании ЭГ с водой и др. соединениями, образуются межмолекулярные водородные связи. Этот процесс сопровождается выделением теплоты и сжатием полученной смеси. Причем максимальное выделение теплоты наблюдается в растворе (С2Н2(ОН)22Н2О), образование этого гидрата подтверждается изменением диэлектрической проницаемости и вязкости водных растворов гликолей. Растворимость природного газа в ТЭГ на 2530% выше, чем в ДЭГ. С этой точки зрения при высоком давлении абсорбции применение ДЭГ предпочтительнее, т.к. он обеспечивает более высокий коэффициент избирательности в системе "вода-у/в". ДЭГ проявляет меньшую склонность к пенообразованию чем ТЭГ. В свою очередь ТЭГ имеет ряд преимуществ над ДЭГ. УТЭГ летучесть меньше чем у ДЭГ потери ТЭГ (унос его вместе с осушенным газом) будут меньше. ТЭГ дает более значительное снижение температуры точки росы, чем ДЭГ. Кроме того ТЭГ имеет более высокую температуру разложения = 2060С, в то время как у ДЭГ = 1640С. поэтому при десорбции ТЭГ можно нагревать до большей температуры, чем ДЭГ и достичь более высокую концентрацию регенерируемого раствора, без применения вакуума. Потери гликоля за счет их растворения в конденсате составляют 0,250,75 л/тыс.л.кон-та и зависит от содержания ароматических углеводородов. В последнее время для осушки газа применяют также ПГ. По сравнению с ЭГ, ДЭГ, ТЭГ он в несколько раз дешевле и имеет очень низкую температуру замерзания = -600С, что позволяет применять его в условиях Кр.Севера, как в чистом виде, так и в смеси с другими гликолями. Упругость паров ПГ при обычных температурах выше чем у ЭГ, ДЭГ, ТЭГ потери ПГ с обрабатываем газом при одинаковых условиях выше чем при применении ЭГ, ДЭГ, ТЭГ. Подача в абсорбер переохлажденного ПГ позволило бы избежать его потери с осушаемым газом. Вязкость водных растворов гликолей возрастает с увеличением их концентрации и уменьшается с повешением температуры. Плотность водных растворов гликолей: =г+(1-)в (1)
где: - весовая доля гликоля в растворе;
г и в – плотности чистого гликоля и воды.
Растворимость ароматических углеводородов в них увеличивается по мере возрастания молекулярной массы гликоля. Для уменьшения вязкости гликоля к ним можно добавлять органические растворители. В качестве растворителей может быть использован и метанол. Гликоли относятся к веществам с относительно низкой токсичностью. Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне:ЭГ – 0,1 мг/м3; ДЭГ – 0,2 мг/м3. Они являются пожаро- и взрывоопасными. ЭГ и ПГ в отличии от ДЭГ и ТЭГ поддаются полному биологическому разложению.
Технологическая схема абсорбционной осушки газа на Северных месторождениях
УКПГ к дальнему транспорту системы абсорбционной осушки газа включает в себя: технологические линии абсорбции воды; установку регенерации абсорбента; насосы для его перекачки; емкостной парк со вспомогательным оборудованием. Принципиальная схема осушки применяемая с незначительными изменениями на УКПГ на Севере представлена на рис.1.
Природный газ пройдя узел входных манифольдов поступает в С-1, где отделяется выделавшаяся на участке "забой-сепаратор" капельная жидкая фаза. После чего газ попадает в нижнюю часть А-1 на верхнюю ступень которого насосом Н-3 подается РДЭГ. При противоточном движении газа и абсорбента по высоте абсорбера происходит поглощение паров воды. После чего осушенный газ содержащий капли абсорбента с верха А-1 поступает в фильтр доулавливания гликоля Ф-1. Затем осушенный и очищенный газ пройдя регулируемый штуцер поступает в промысловый коллектор. Насыщенный влагой абсорбент с глухой тарелки (в нижний части А-1) поддается за счет избыточного давления подается в выветриватель Е-2, где при Р=0,30,6 МПа происходит разгозирование гликоля. Насыщенный абсорбент из Е-2, через теплообменник Т-1, где он нагревается РДЭГ, поступает на тарелку питания десорбера Р-1. Тепловой режим работы установки регенерации поддерживается за счет подачи тепла из И-1. Разряжение виспарителя и десорбера создается вакуумным насосом Н-2, на который поступают пар и неконденсирующийся газ из Р-1 предварительно пройдя Х-1 Е-1. РДЭГ из испарителя отводится на Н-1 и подается через Т-1 (гликоль-гликоль), в накопительную емкость Е-3, откуда насосом высокого давления Н-3 перекачивается на верхнюю контактную тарелку А-1.
Проектные параметры работы абсорбции:
Расход газа (Qг) 2,5-3 млн.м3/сут
Рабочее давление (Рраб)7,2-8 МПа
Рабочая температура15-20 0С
Расход абсорбента (Qабс)12-15 м3/сут
Концентрация абсорбента (W1) 99,2-99,5 вес.%
Концентрацияабсорбента(W2)97-97,5 вес.%
Параметры установки регенерации:
Давление в испарителе (Рис)0,035-0,05 МПа
Давление верха десорбера0,02 МПа
Температура испарителя164 0С
Температура верха десорбера70-90 0С
Производительностьрегенерации10-17 м3/час
31. Определение основных характеристик осушки газа и регенерации ДЭГ.
В пром.условиях осн.величинами влияющими на экономику пром. обработки и тр-та газа яв-ся глубина осушки газа на УКПГ, потери ДЭГ с осуш.газом, кратность циркуляции ДЭГ. Эти величины зависят от ряда параметров УКПГ: условие контакта, конц.РДЭГ, пр-ть УКПГ по газу, сос-е оборудования, технолог. режим работы регенерации.
1,Влагосодержание прир г
В процессе добычи газ контактирует с несколькими фазами. В пластовых условиях газ нах-ся в равновесии с пл.водой. После выхода на пов-ть в р-те сниж.Т происх-т конденсация раств. в газе влаги. В р-те этого в системе сбора и входных сепараторах УКПГ газ контактирует с выпадающей из него конд-нной водой. в случае подачи метанола а устье скв. газ контактирует с вод.рас-ром мет-ла, затем в аб-ре газ конт-рует с вод.рас-ром ДЭГа. Влагосод. газа можно опред. исп-я ур-е, таблицы, номограммы описывающие равновесную газа с водой и р-ми ДЭГа. влогосод. тощего (Сеноманского) газа опред-ся:
W=P0В*10-6(749/(P+B)) г/м3
Рв0-давл.нас.вод.пара,МПа
Р-давл газа, МПа
В- поправка на не идеальность р-ра,г/м3МПа
Давл.нас.пара воды опред-ся по ур-ю:
PВ0=exp[-0,60212(0,01t)4+1,475(0,01t)3-2,97304(0,01t)2+7,19863(0.1t)+6.41465]
поправка на неид-ть опис-ся след.зависимостью от t
B=exp[0,06058(0,01t)4-0.3798(0,01t)3+
1.06606(0,01t)2-2.00075(0.1t)+4.2216]
Для операт. расч. на рис.1 предст. номогр. зависимости W,P,t. Номогр. позволяет опред-ть влагосод. газа равновесного с водой при заданных P и t. Точку росы по воде газа при зад. давл. насыщ.газа и при известной Т и влагосод-нии.
Влагосодержание газа равновесного с раствором ДЭГ.
В процессе осушки газ контактирует в аб-ре с р-ром ДЭГ. В реалбных аппаратах равновесие не достигаеться и влагосодержание газа выше чем равновесная с РДЭГом при условиях осушки. Однако расчет в.с. газа равновесного с ДЭГом позволяет определить потенциальные возможности процесса осушки т.е. мин. влагоемкость, которая может быть достигнута при контакте с гликолем заданной концентрации при известных условиях осушки. В.с. газа равновесного с ДЭГом опред-ся по формуле:
W*=W*X*γв
где Х-мольная доля воды в р-ре ДЭГа
γв-к-т активности воды в р-ре
Мольная доля воды связанна с массовой концентрацией ДЭГа
X=(100-g)/18.02/[(100-g)/18.02+g/106.12]
γв-пред-ся по ур-ю справедливому для условия осушки в области Т=0..300С
γв=exp{-2.3[0.0245x/(1-x)+0.137]2*(t+273.15)-1}
Для оператив-го опред-я W на рис.2 представлена номограмма.
С помощью нее можно определить точку росы по воде и влагосодержание газа равновесного с раствором ДЭГа известной концентрации при заданных условиях контакта. Р и Т контакта газ-гликоль необход.для достижения зад-ной влажности газа при осушке его р-ром известной концентр.
Кратность циркуляции ДЭГа
Глубина осушки газа в абс-ре зависит от условий контакта, конц. РДЭГа и и кратности циркуляции абс-та. Чем выше Р и ниже Тконтакта в абс-ре тем ниже в.с. осушаемого газа, однако Р и Т контакта в пром.условиях параметры обычно не регулируемые, поэтому играют пассивную роль.
Повышение конц.РДЭГа и увеличение подачи его в абс-р т.е. увеличение краности циркуляции, ведет к увеличению глубины осушки газа. Поскольку конц. ДЭГа зависит от технолог.режима и возм-тей уст-ки реген-ции, то экономическое соображение кратности циркуляции ДЭГа должна ус-ся не выше, той которая обеспечивает заданную глубину осушки газа. Для расчета требуемой кратности циркуляции необходимо выполнить тех-кий расчет абс-ра. Для операт. расчетов построены номограммы рис3.
За основу принят тарельчатый абс-р оснащ-нный 15-ю колпачковыми тарелками. Опыт эксплуатации таких абс-ров показывает, что КПД тарелок нах-ся в пределах 0,15-0,25, поэтому в номограмме КПД=0,2, а раб. давл.контакта7,5МПа, унос влаги из сепаратора 30г/тыс.м3.Опыт экспл.сев.газовых мес-ний показывает, что ас-р нового типа МФА с 5-ю ступенями контакта имеют близкие технолог. хар-ки.Поэтому представленная номограмма применима для оценочных расчетов всех типов абс-ров. С помощью нее можно выполнить расчеты требуемой крат-ти цирк-ции ДЭГа, конц. ДЭГа,В.С.,точку росы газа.
32. Обработка ДЭГа в абсорберах
Отраб. в ад-ре ДЭГ яв-ся сырьем для уст-ки регенерации, поэтому его концентрация оказ-ет существенное влияние на технолог.режим и эф-ть рабоы этого блока. Расчет конц. отработ.ДЭГа вып-ся по ур-ю мат.баланса:
(gH-gK)/ gK=(WH-WK)/(L/Q)
gн-конц.отраб.ДЭГа,%
gк-конц-я РДЭГа,
Wн-в.с.сырого газа сепаратора,г/м3
Wк-в.с.осуш.газа
L/Q-кратность циркуляции
Wн-опред-ся по намограмме, как функция Т и Р в сепараторе. После чего к найденной равнов.вл-ти прибавляется унос из сепаратора:
Wн=W+U/100
Wk-раститывается по тем же ур-ям или по номограмме как ф-я точки росы газа при зад-ных Р и Т.
Конценрация продуктов установки РДЭГа
Конц. рег.гликоля яв-ся одной из основных влияющих на процесс осушки газа, эта величина зависит от тех.режима работы системырег-ции, от параметров работы испарителя. Концентрация ДЭГа в рефлексе яв-ся величиной во многом определяющей его технолг. потери на УКПГ. Согласно теории р-ров парц. Р пара компонента пропорциональна давлени его насыщ. пара и активности в растворе. Давление опис-ся ур-нием
Рв=Р0в*X*в
Рд=Р0д(1-Х)*д
Рп= Рв+ Рд= Р0в*X*в+ Р0д(1-Х)*д
где Х- мольная доля воды в растворе
в, д-к-ты активности воды и ДЭГа
Рв, Рд- давл.нас.паров воды и ДЭГа
Давления насыщ паров при Т ниже 1000С вычисляется по ур-ю:
PВ0=exp[-0,60212(0,01t)4+1,475(0,01t)3-2,97304(0,01t)2+7,19863(0.1t)+6.41465]
а при т-рах выше 1000С по ур-ю:
PВ0=exp[-0,0366(0,01t)4+0,4375(0,01t)3-2,2148(0,01t)2+6,8574(0.1t)-6,4856] (1)
Давления нас.пара ДЭГа можно выч-ть по ур-ю:
Р0Д=exp[18,9832-7640/(t+273,15)] (2)
К-ты активности компонентов для системы ДЭГ-вода можно вычислить по ур-ям, которые для условий регенерации описывают экспериментальные данные с точностью не более(+/-)15%
γВ=exp{-190/[(190x/(120(1-x)))2*(t+273,15)]} (3)
γД=exp{-120/[(120(x-1))/(190х+1))2*(t+273,15)]} (4)
Т.О. эта система ур-ний полностью описывает равновесие 2-х фазной бинарной системы ДЭГ-вода применительно к условиям регенерации абсорбента на УКПГ.
Концентрация РДЭГа
Конц РДЭГа при испр.сост. испарителя и в отсутствии в аб-ре других лет продуктов опред-ся Р –нием в испарителе и Т-рой испарителя
Х=(РН-Р0Д* γД )/(Р0В* γВ- Р0Д* γД ) (5)
Для оред-ния масс.конц.РДЭГа можно восп. ур-нием:
g= 106,12(1-х)/(106,12(1-х)+18,02х)(6)
Решая ур-ние (1-6) можно опред-ть конц РДЭГа при известных параметрах работы испарителя. Для оператив расчетов на рис.4 представлена номограмма.
точность номограммы в диапазоне 40...200% не хуже (+/-)10%. Причем наиб погрешности вероятны для области низких давлений менее 10КПа. выше погрешности не ревышает (+/-)5%. номограмма позволяет определить концентрацию РДЭГа при известн. параметрах работы испарителя, а также подобрать технологический режим работы испарителя, необходимый для обеспечения концентрации регенир. абс-та.
В р-ре могут быть примеси других влияющих на работу в-ств: конденсат, соли. Поэтому ур-ние и номограмма рекомендуются для оценочных расчетов.
Концентрация ДЭГа в рефлюксе.
Верхний продукт регенерации ДЭГа(рефлекс) представляет сконденсированные пары с верхней тарелки. поэтому конц. гликоля в рефлексе тождественно концентрации пара на верхней тарелке, которая для бинарной равновесной системы ДЭГ-вода определяется Т и Р. Концентр ДЭГа определяем по закону Дальтона
y=РД/РВД=Р0Д(1-х) γД/ РВД
Для перехода к массовым конц. ДЭГа при-ся ур-ния (5), в котором вместо Х подставляется (1-y)решая систему уравнений(1-6) относительно y и gреф находим конц. ДЭГа в рефлексе при известном давлении и тре верха десорбера. Для расчетов на промысле на рис 5 приведена номограмма связывающая Р, Т, состав смеси. Номограмма построена расчетным методом с помощью уравнений. Она позволяет опр-ть конц. ДЭГа в рефлексе при зад Р,Т,а также подобрать режим работы абсорбера.
33. Опыт эксплуатации и модернизации основного технологического оборудования УКПГ на Уренгойском НГКМ.
На УГКМ нах-ся 15 УКПГ с гликолевой осушкой. В работе также находится на каждом УКПГ ДКС 1-ой очереди и на 9УКПГ-ДКС 2-й очереди. В начальный период обустройства м-ния на УКПГ 1-4 Сен.залежи была применена дискретная схема расположения ООГ, пр-тью 3млн.м3/сут(Аб-р ГП-252).
Схема 1-й конструкции абсорбера ГПР-252 диаметром 1600 мм с 15-ю колпачковыми тарелками приведён на рис. 1.
в дальнейшем после первичной модернизации технлог. оборуд-ния зак-ся в установке в верхней части абсорбера фильтра патронов мощность была увеличена до 5 млн.м3/сут.
При минимальных давлениях и производительности по газу до 5 млн.м3/сут опыт эксплуатации абсорберов ГП-252 на всех 4 УКПГ Уренгойского месторождения показало их надёжную и эффективную работу.
Хотя надо отметить, что барботажные тарелки имеют ряд существующих недостатков:
-низкая эффективность;
-небольшие скорости газового потока из-за уноса жидкости с полотна тарелки и, как следствие, ограничение по расходу газа.
Необходимость осушки больших больших объёмов добываемого газа, стала толчком к созданию новых высокоскоростных эффективных конструкций.
На смену колпачковой тарелке пришли более современные контактно-сепарационные устройства центробежного типа.
В целях повышения производительности были разработаны высокопроизводительные установки по переработке газа с проведением нескольких технологических процессов в 1 МФА, включающим в себя сепарационную секцию (заменяющую сепаратор), секцию массообмена (абсорбер), секцию окончательной очистки (фильтр).
На 1-х скоростях МФА диаметром 1200мм произ-ю 5 млн.м3/сут ГП-365, установленных на УКПГ 5-10 УГКМ и диам-м 1800 мм с производительностью 10 млн.м3/сут ГП-502 на УКПГ11-15 УГКМ.
Секция сепарации сырого газа сост-т из предв-й коал-й ступени в виде устан-го напротив штуцера входа газа уст-ва для улавливания из газа жидкости и тв. Частиц, сетчатого отбойника и 1-й сепар-й тарелки с эл-и ГПР-353.
Эскиз МФА ГП-502 приведена на рис2
Опыт эксплуатации абсорберов осушки газа типа ГП-252, ГП-502, показал высокую эффективность и надёжность их работы, в то время как в период макс отбора газа на местор-и потери ДЭГа были в 3-5 раза выше проектных.
Это объясняется относительно малым диаметром аппарата, что обуславливало жёсткий режим его эксплуатации и большой величиной опорных конструкций.
При модернизации были использованы технические рещения с разделением потока газа в массообменной секции аппарата на 2 части с применением насадок (кольца Рашера, сёдла Интолош) и с установкой перед фильтр-патронами дополнительной ступени фильтрации.
Одна из наиболее удачных схем модернизации МФА 365 (ГПР 435) показана на рис.3
Суть модернизации заключалась в установке над контактно-сепарационными элементами треуг-о сечения, что позволило снизить фактор скорости газового потока до 6,76 в самой насадке против 25 в прямоточных центробежных элементах за счёт увеличения свободного сечения насадки.
В дальнейшем создание ЦКБН новых высокоскоростных массообменных устройств (ГПР 340), позв-х осуществить конт-т газа с жидкой фазой непосред-о в прямот-м контактном сепар-м элементе с рецирк-й в нём жид-и дало возм-ь отказ-ся от прямот-х ситч-х тарелок и снизить общее гидрав-е сопротивление аппарата.
МФА осушки газа ГП 778 (рис 4) диам-м 1800мм уменьшенной высоты произ-ю 10 млн.м3/сут с прямоточными контакно-сепарац-и устройствами ГПР 340 исп-ся на ряде сев-х местр-й, в част-и на УКПГ 3,4,6,7 ЯГКМ.
Уменьшение высоты аппарата привело к повышению уноса абсорбента относительно других конструкций.
Основное преимущество указанных устройств – это повышение их эффективности с увеличением расхода газа и допустимые высокие скорости газового потока. Недостаток – огр-й диап-н эффек-й работы.
Для расширения диапазона эффективной работы абсорбеов с серийными центробежными контактными эл-и во всём необ-м интервале давлений и расходов, что особенно актуально для ПХГ ЦКБН было предложено вертикальное секционирование его массообменной части. (рис 5)
34. Опыт нормирования и прогнозирования потерь ДЭГа на УКПГ сеноманской залежи УГКМ.
Наиболее важная эксплуатационная характеристика работы технологического оборудования на УКПГ при безусловном соблюдении требуемой глубины осушки газа является унос гликоля с осушаемым газом. Основной единицей измерения норм расхода ДЭГа при добыче и промысловой подготовке газа является удельный расход в г/тыс. м3 (при н.у.).
Метод прогнозной оценки основных составляющих потреь ДЭГа на УКПГ (с краткосрочным планированием на 1 год)
Потери определяются как сумма основных потерь ДЭГа:
Q=(q1+q2+q3+q4+q5+q6+ q7+ q8)*Кз(1)
где q1 – потери ДЭГа с осушаемым газом в виде капельного уноса, мех унос;
q2 – потери в паровой фазе;
q3 – потери ДЭГ с рефлюксом в системе регенерации;
q4- потери с газом дегазации из выветривателя;
q5 – потери ДЭГа из-за термического разложения;
q8 – потери при ремонтных работах;
q6 – потери при транспортировке.
q7- потери в коммуник и сальниках насосов
На не приведенные факторы, а также для учета неточности в оценке q1 введен коэффициент запаса кз=1,2. Т.о. общая норма расхода ДЭГа рассчитывается по соотношению:
Qобщ=Qкз (2)
1Анализ работы действующих установок показывает что в настоящее время на УКПГ основные потери ДЭГа приходятся на унос его из аб-ров с потоком осушаемого газа в мелкодисперсном виде. Основная особенность МФА представляется интерес с точки зрения нормирования – это постепенной ухудшение характеристик аппаратов по механическому уносу ДЭГ со временем наработки в результате многолетнего статистического анализа работы МФА по уносу ДЭГ установлено что унос ДЭГ со временем наработки увеличивается от следов до 20-30 г/тыс. м3 и > примерно ч/з 12 месяцев. Причем величина уноса возрастает при снижении Р и увеличении производительности по газу. Динамика уноса от времени связана с особенностями работы фильтрующей части аппарата. Из-за большой нагрузки по ж-ти и высокого содержания мех. примесей в РДЭГ уже ч/з 3-4 месяца после ревизии фильтр патроны забиваются мех. примесями, что приводит к возрастанию перепада Р в фильтрующей части аппаратов а следовательно и повышению уноса ДЭГ с осушаемым газом. Мех-й унос ДЭГ во времени 1-1,5 лет с осушаемым газом по технологической нитке в г/тыс. м3:
U=(UoFпр/К)(еkt–1)/t (3)
где U – текущий унос ДЭГ;
Uo – начальный унос ДЭГ на рассматриваемой технологической нитке, г/тыс.м3;
t – время наработки аппарата, мес;
k – эмпирический коэффициент для данного аппарата осушки газа;
Fпр – приведенный фактор скорости в свободном сечении аб-ра:
Fпр=F/Fо (4)
где Fо – фактор скорости рассчитанный по проектным данным, кг0,5/(м0,5с);
F – фактор скорости рассчитанный в рабочих условиях, кг0,5/(м0,5с);
F=W0,5 (5)
где W – скорость газа на участке, м/с;
– плотность газа, кг/м3.
W=Qго/(р0,785D2) (6)
где Qг – расход газа ч/з аб-р;
D – диаметр аппарата;
о, р – плотность газа в н.у. и р.у.;
р=оРТо/(РоТz) (7)
В результате обработки статистических результатов были получены формулы (8, 9, 10) для определения начального уноса ДЭГ и коэффициента k, учитывающего особенности динамики аппаратов различных типов по начальным уносам:
ГП-252 Uo=2,07Fприв2,05, k=0,15 (8)
ГП-365 Uo=4,64Fприв0,78, k=0,2 (9)
ГП-502 Uo=2,14Fприв1,45, k=0,15 (10)
2В качестве исходных данных для т/д расчета потерь ДЭГ в испаренном виде используется следующая информация:
1) рабочее Р в аб-ре, МПа;
2) Т контакта, оС;
3) концентрация подаваемого в аб-р РДЭГ.
Для определения потерь ДЭГ в испаренном виде рекомендуется использовать методику ВНИИГАЗА При подключении ДКС до установок осушки газа температурный режим в аб-рах может меняться в течении года в широких пределах. Величина потерь ДЭГ при увеличении t контакта с 15оС до 40оС повышается в 8-9 раз.
3 Потери ДЭГ с рефлюксом десорбера определяются ч/з концентрацию ДЭГ в рефлюксе и количество самого рефлюкса:
q3=CрефGреф/(Qг100) (11)
где Gреф – кол-во рефлюкса, кг/ч;
Среф – концентрация ДЭГ в рефлюксе, % мас;
Qг – расход газа по УКПГ, млн. м3.
4. Потеря гликоля из выветр с газом дегазации опред. как сумма потерь гликоля раствор.в паровой фазе т.е. в газе дегазации,и потерь,связ.с механ.капельным уносом сэтим газом из аппарата.Для эффект сепар г необх,чтобы расчетная скорость движ газ потока выветр была меньше скорости осаждения жид частиц,движ под действием силы тяжести, а время пребывания газа в аппарате должна быть больше времени осаждения кап жид с заданным диаметром.
5 Потери за счет термического разложения определяют исходя из лабораторных анализов смолистых веществ ДЭГ ориентировочное содержание смолистых веществ составляет 1-1,5 % мас. Формула для расчета потерь от термического разложения:
q4=qсмGДЭГkцирк/(100Qг) (12)
где GДЭГ – активная масса ДЭГ циркулирующая в системе
Qг – расход газа по УКПГ, млрд. м3
qсм – кол-во смолистых веществ в ДЭГ, % мас;
kцирк – кратность циркуляции ДЭГ – отношение потерь ДЭГ за год к объему циркулирующего ДЭГ.
8 Количество ДЭГ теряемое при ремонтных работах и промывке циркулирующей системы определяется по опыту прошлых лет.
Формула расчета удельных потерь в связи с ремонтными работами:
q5=qрем/Qг
6 Статья потерь ДЭГ при транспорте перекачке как и предыдущая носит экспериментальный характер. Данные потери принимают равными 2% от суммарно всех остальных потерь ДЭГ.
На сегодняшний день допустимые потери ДЭГ по типам аппаратов с учетом конкретных условий:
ГП-252 – 15 г/тыс. м3; ГП-365 – 23 г/тыс. м3; ГП-502 – 20 г/тыс. м3.
Рис. 1 Планируемая удельная норма потерь ДЭГ и фактический унос
Как видно из приведенных результатов планируемые и фактические удельные нормы расхода практически совпадают
39. Адсорбционный способ осушки газа
Когда необходимо снизить содержание паров до 0,01 г/м3 и < часто используют твердые сорбенты (боксит, активированная окись Al, активированный уголь, силикагель, цеолиты или молекулярные сита и др.). Сущность ад-ции заключается в том, что на огромный удельной поверхности сорбента, имеющего большое число капиллярных пор размер которых соизмерим с диаметром молекул воды, ад-ся молекулы воды и других веществ. Размеры пор настолько малы, что в них проявляются силы молекулярного притяжения, которые захватывают и удерживают молекулы адсорбируемого вещества. Чем > удельная поверхность, т. е. чем > пористость ад-та, тем > сорбционную способность он имеет. Удельная поверхносьть промышленных ад-тов достигает нескольких сот м2 на 1 гр. ад-та. Промышленные ад-ты должны удовлетворять следующим требованиям:
– высокая равновесная ад-ная емкость по отношению к воде;
– обратимость ад-ции и простота регенерации;
– высокая скорость ад-ции;
– малое сопротивление потоку газа;
– высокая механическая прочность, предотвращающая дробление и распыление ад-та;
– химическая инертность;
– небольшие объемные изменения в зависимости от t и степени насыщения;
– дешевизна.
При увеличении t увеличивается энергия адсорбируемых молекул и они могут освобождаться из сорбента, на этом основан принцип десорбции, т. е. путем увеличения t насыщенного ад-та до t=200-300оС.
Газ со скважины направляемый на осушку твердыми сорбентами предварительно отделяется от ж-ти и механических примесей в сепараторах при Р близком к устьевому и t несколько превышающей t образования гидратов. А при наличие H2S и СО2необходимопровести предварительную очистку. Требуемое кол-во ад-та: С1=QWt/a (1)
где С1 – кол-во ад-та, кг;
Q – кол-во осушаемого газа, м3/ч;
W – кол-во влаги поглощаемой ад-том, кг/м3;
а – активность ад-та, а=4-7 %;
t – время работы, ч.
Обычно ад-т размещают в 2-3 слоя с общей высотой равной 2-3 диаметра аппарата. Высота ад-ра д. б. минимум в 3 раза > его диаметра. Схема загрузки ад-ра для условий месторождения Медвежье на рис. 1.В качестве сорбента в ад-рах используется комбинированная загрузка силикагелей. Защитный слой крупнопористый силкагель типа В. Основной осушающий слой мелкопористый силикагель типа А. Характеристики силикагелей в табл. 1.
Табл. 1. Верхний слой крупнопористого силикагеля предназначен для защиты основного слоя от капельной ж-ти выносимой из входного сепаратора. Слой муллита представляет собой твердые частицы близкие по форме к сфере d=7-40 мм, необходим для > равномерного распределения по сечению аппарата. Расчетный срок службы загрузки ад-та при работе параметрах указанных в табл. 2 составляет 2 года.
Динамическая активность силикагеля уменьшается с продолжительностью использования. Динамическая активность характеризует текущее состояние сорбента при условиях его в аппарате. Статистическая активность характеризует состояние полного насыщения сорбента при данных t и Р в равновесных условиях. Статистическая и динамическая активность сорбентов измеряется числом гр. поглощенных у/в и воды, приходящихся на 100 гр. ад-та.
Из рис. 2. следует, что в течении 2 лет динамическая емкость ад-та по воде снижается с 20-24 % до 6-8 %. Тяжелые у/в содержащиеся в газе влияют на поглотительную способность ад-тов по влаге. Сравнительные результаты опытов показывают, что влагоемкость силикагеля при осушке природного газа в среднем в 1,32 раза< чем при осушке чистого метана. Точка росы при осушке чистого метана на 18-20оС ниже, чем при осушке газа содержащего тяжелые у/в. Это объясняется тем, что первыми ад-ся молекулы тяжелых у/в, занимая наиболее активные центры поверхности ад-та и не вытесняются молекулами воды при осушке газа. Результаты исследований (рис3) показали что сростом увлажненности газа динамическая емкость силикагеля по у/в снижается.
Принципиальная схема адсорбционной осушки газа на Месторождении Медвежье (рис. 4.)
Система ад-ной осушки газ включает в себя в качестве основного элемента 2-х сорбционную ад-ную установку с неподвижным слоем силикагеля. Режим работы осущ-ся на стадии адсорбции и регенирации противоточно. Время ад-ии 16-18 часов, время регенирации 10-12. Направление потока усушаемого г сверху вниз, десорбции с низу в верх. Процесс десорбции осуществляется частью осушенного газа отбираемого от основного сырьевого потока в объеме 8100 м3/час. Десорбционный газ поступает на вход дожимного компрессора 5, компремируется на 0,1-,02 МПа >Р осушки и поступает в печь 4, для подогрева до требуемой t десорбции. Пройдя ч/з ад-р десорбционный газ совместно с продуктами десорбции проходит воздушный холодильник 6. Сепаратор газа регенерации 3, где из него выделяются продукты десорбции и газ обратно поступает в технологическую линию до сепаратора I ступени. Эффективность процесса десорбции составляет 80-90 %.
Принцепиальная технологическая схема установки КЦА
Использование КЦА по сравнению с длиноцик-ой позволяет резко уменьшить кол-во исполь-го ад-та. Кроме того на уст-х с продол-м периодом ад-ии большая часть ад-та насыщ-ся до статич актив-ти и для реген-ии треб-ся длительное время. В больш случаях в верх слоях ад-та на входе обр-ся капельная влага, кот-ая может разрушить ад-т. Блогодаря уменьшению высоты слоя ад-та на уста-ах КЦА указанный фактор не имеет место, т кад-т насыщ-ся до динам-ой активности и его реге-ии происходит гораздо быстрее, чем в установках длиноцик-ой ад-ии. КЦА рис 5
Предназначена для переработки 36 млн м3 газа в сут давлением 5,5-6 МПа, тем-ой +20.. -10 0С.
Для предотвращения ГО по всей системе предлогается впрыскивать в газ поток метанол с послед-им его улавливанием ад-ми. Газ из скв под Р=10,5-11 МПа и t=+15С поступает на КЦА. Перед адс-ой колонной в газ впрыскивают метанол и с помощью штуцера 1 Р газа снижается до 5,5-6 МПа, Т снижается до 0…5С. Часть жид-ти, метанол и вода, выпадает в каплеотбойнике 2, затем газ разд-ся по секциям и поступает в адс-ую колонну 3, где оставш-ся в раств-м состоянии, метанол и влага улавливается адс-ом, а сухой газ поступает в м/г/пр. Для реген-ии ад-та часть газа выделяется из общего потока и напр-ют в нагрев печь где нагреватся до 250 0С, и напрвляется в ад-р. Продукт регенирации из ад-ра поступает в сеп-р 5, после выделения жид-ой части газ с оставшимся в нем метанолом и влагой смешивается с главным потоком и поступает на ад-ию. Посколькот у метанола упругость паров намного выше, чем у воды, то после сепар-ии 5 в газе содер-ся значительно больше метанола, чем влаги. Этот метанол снова испо-ся как ингиб-р и вместе с газом после штуцера вводится в общий поток. Продукт реген-ии метанол и вода из сеп-ра 5 поступает в емкость для жид-и 6 и далее в ректиф-ую колонну 7, где от воды отделяется метанол. Метанол собирается в емкости8 и насосом 9 снова вприскивается в газовый поток.