Плотность природного газа

Коэффициент трения / определяют как функцию  от числа Рейнольдса. Для пористых сред 

vd3pT Re =-------, 

П1[1 

где ц  — абсолютная вязкость газа. 

При Re = 0,1; 1,0; 10; 100 и 1000 коэффициент трения равен  соответственно 4500; 500; 50; 10 и 5,3. Если число  Рейнольдса больше 1000, коэффициент  трения можно принимать постоянным и равным 5,3. 

Эквивалентный диаметр d3 зависит от фракционного состава частиц и размеров свободного пространства. Соотношение между диаметром и высотой адсорбера принимают от 2 : 1 до 5 : 1. Если высота слоя адсорбента большая, то его засыпают на полки, установленные на расстоянии 1,2—1,5 м. Это позволяет уменьшить нагрузку на нижние частицы адсорбента, исключить образование в слое каналов и получить более равномерное распределение потока газа по сечению колонны. 

353 

5.6. ОБРАБОТКА  ГАЗА НА ГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ  МЕДВЕЖЬЕ 

Выбор технологии и оборудования для обработки  газа обусловлен точкой росы, объемами обрабатываемого газа, а также необходимостью перехода на индустриальные методы строительства УКПГ с тем, чтобы сократить срок их соору-жения. Сбор газа со скважин осуществляется в основном по индивидуальным шлейфам условным диаметром 250–300 мм. Прокладка газопроводов выполнена в траншеях с теплоизоляцией, а на отдельных участках наземно. 

Температура газа, поступающего в систему обработки  на всех УКПГ, в течение года колеблется от 13 до 20 °С. 

Адсорбционные установки, применяемые на месторождении, имеют однотипные оборудование и технологию. Номинальная пропускная способность 24 млн. м3/сут. Каждая уста-новка состоит из четырех технологических цехов осушки га-за пропускной способностью б млн. м3/сут при давлении 7,7 МПа. Технологическая схема одного цеха, в основу кото- 

Рис. 5.27. Технологическая схема цеха осушки газа, применяемая на месторождении  Медвежье (адсорбция) 

354 

 рой  положена двухсорберная система  с открытым циклом регенерации,  представлена на рис. 5.27. Газ от эксплуатационных скважин по теплоизолированным шлейфам с температурой 18-24 °С и давлением 6,8-8,8 МПа поступает на входные манифольды, перед которыми установлена распределительная гребенка. 

Из блоков входных ниток газ поступает  в первичный сепаратор 1, в котором отделяются пластовая жидкость и механические примеси, а затем в один из адсорберов 2, находящийся в цикле адсорбции. Другой адсорбер находится в цикле регенерации или охлаждения адсорбента. Точка росы осушенного газа не выше -30 "С. Осушенный газ из адсорберов проходит индивидуальный для каждой технологической линии узел замера и поступает затем в общий коллектор. Каждая установка подключается к двум ниткам промыслового коллектора. 

Регенерация адсорбента производится осушенным  газом. В адсорбере 2 газ регенерации насыщается парами воды и углеводородов, поглощенными селикагелем в цикле адсорбции, и поступает в воздушные холодильники 5, где охлаждается. Выделившиеся при охлаждении газа вода и конденсат отделяются в сепараторе 6, а газ возвращается в газопровод перед первичным сепаратором. Процесс осушки газа и регенерации силикагеля полностью автоматизирован. 

Управление  установки ведется с центрального диспетчерского пульта, где сосредоточены  все основные регулирующие и контролирующие приборы, ключи управления технологическими запорными органами и аварийная сигнализация. Система контрольно-измерительных приборов и средств регулирования предусматривает работу системы осушки в автоматическом режиме с поддержанием основных технологических параметров. Для контроля за работой скважин на установке осушки предусмотрен контрольный сепаратор, газ из которого может быть направлен на осушку в любую технологическую линию. 

Отсепарированная  жидкость из первичных сепараторов, сепаратора газа регенерации и контрольного сепаратора поступает в разделительную емкость установки сжигания промышленных стоков. 

Расчетный срок службы загрузки адсорбента при  работе на параметрах, указанных в  табл. 5.5, составляет два года. При  этом динамическая емкость адсорбента по воде снижается с 20 — 24 до 6,8 %. Наличие в газе тяжелых углеводородов увеличивает длительность процесса регенерации адсорбента и 

355 

 ТАБЛИЦА  5.5 Проектные параметры работы  системы адсорбционной осушки 

Параметр

 Адсорбция

 Десорбция

 Охлаждение 

Номинальный расход

250

8,1

8,1 

газа, 103 м3/ч 
 
 

Направление потока

 Сверху  вниз

 Снизу  вверх

 Сверху  вниз 

газа 
 
 

Давление, МПа

7,7

7,85

7,85 

Температура газа, °С

14

180-210

 До 50 

Длительность  процес-

35-12

20-8

6-4 

са, ч 
 
 

уменьшает динамическую емкость силикагеля; точка росы уменьшается с -30...35 до -20...25 "С. 

Особенность работы адсорбционных установок  на месторождении — совместное извлечение из газа силикагелем воды и тяжелых  углеводородов. Количественные изменения  адсорбционной способности силикагеля при совместной адсорбции воды и углеводородов определялись на экспериментальных установках при атмосферном давлении и в промысловых условиях при рабочих параметрах системы. 

Адсорбционную емкость силикагеля устанавливали  по индивидуальным углеводородам — гомологам метана нормального строения (от гептана до декана включительно) и по изо-октану. Динамическая емкость силикагеля типа А по индивидуальным углеводородам С7 = С12 при адсорбции из воздуха приведена ниже. 

Компонент........С7Н16 

Масса, %............. 24,6 

i=CBH1 23,21 

С9Н2 29,7 

С10Н2 32,9 

11н22 с12н2 

5,2 2fi 

Влияние водяного пара в газовой фазе на емкость адсорбента по углеводородам  исследовали при различных соотношениях концентрации воды и углеводородов. Установлено, что с ростом влажности газа динамическая емкость силикагеля по углеводородам снижается. При соотношении концентраций воды и углеводородов, равным единице, что соответствует промысловым данным, емкость силикагеля по гомологам метана С7 = С12 составляет 3-6 %. 

В процессе совместного адсорбционного извлечения воды и тяжелых углеводородов в промысловых условиях стадия адсорбции считается законченной при влажности газа, соответствующей точке росы по воде -30 "С, и давлении 7,5 МПа. 

Регенерация насыщенного адсорбента проводится горячим газом с температурой на входе 210-230 "С, степень извлечения тяжелых углеводородов составляет около 80 % их содер- 

356 

 жания  в отсепарированном газе. При  этом более легкие углеводороды  с температурой кипения ниже 190 °С вытесняются водой и более  тяжелыми углеводородами и отводятся из адсорбера с сухим газом. Тяжелые углеводороды с температурой кипения выше 290 °С сорбируются силикагелем. 

5.6.1. АБСОРБЦИОННАЯ  ОСУШКА ГАЗА 

Установка комплексной подготовки газа к дальнему транспорту (рис. 5.28) включает в себя технологические линии абсорбции газа, установку регенерации абсорбента, насосы для его перекачки и емкости со вспомогательным оборудованием. 

Природный газ, пройдя узел входных манифольдов, поступает в сепаратор 3, где отделяется выделившаяся на участке забоя скважины капельная жидкая фаза, после чего попадает в нижнюю часть абсорбера 2, на верхнюю ступень которого насосом 4 подается регенерированный диэтиленгликоль. При противоточном движении газа и абсорбента по высоте абсорбера происходит поглощение паров воды гликолем, после чего осушенный газ, содержащий капли унесенного абсорбента, с верха абсорбера направляется в фильтр улавливания гликоля. Затем осушенный и очищенный газ, пройдя регулируемый штуцер, поступает в промысловый коллектор сухого газа. 

Насыщенный  влагой абсорбент с глухой тарелки, расположенной в нижней части  абсорбера 2, подается за счет избыточного  давления в выветриватель 6, где при  давлении 0,3 — 0,6 МПа происходит разгазирование раствора гликоля. Насыщенный абсорбент  из выветривателя через теплообменник 7, где он нагревается регенерированным абсорбером, поступает на тарелку питания десорбера 13. 

Тепловой  режим работы установки регенерации  поддерживается за счет подвода тепла  в испаритель 11. Разрежение в испарителе и десорбере создается вакуум-насосом 10, на который поступают пары и неконденсирующиеся газы из десорбера, предварительно пройдя воздушный холодильник 8 и распределительную емкость 9. 

Регенерируемый  гликоль из испарителя отводится  на насосы 12 и подается через теплообменник 7 “гликоль - гликоль" в накопительную емкость 5; отсюда насосами высокого давления 4 он перекачивается на верхнюю контактную тарелку абсорберов 2. 

357 

 Рис. 5.28. Технологическая схема абсорбционной  осушки газа на месторождении  Медвежье 

С пуском дожимной компрессорной станции (ДКС)Г которая устанавливается перед УКПГ, технология осушки и основные рабочие параметры остаются неизменными, но перед ДКС размещается узел предварительной сепарации, а после ДКС — воздушные холодильники, которые в условиях северных месторождений большую часть года могут обеспечивать оптимальную температуру газа, поступающего на абсорбционную осушку. При давлении газа на выходе из ДКС 7,5 МПа эта температура равна 10-12 °С, что исключает возможность образования гидратов в воздушных холодильниках и позволяет стабильно получать точку росы по воде осушенного газа -25 °С (p = 5,5 МПа). При этом в абсорберы подается ДЭГ, массовая доля которого составляет 99-99,2 %. 

Система абсорбционной осушки оснащена средствами контроля и регулирования в объеме, предусматривающем комплексную автоматизацию управления системой с выводом основных параметров на диспетчерский пульт управления. 

358 

5.7. ОБРАБОТКА  ГАЗА НА ОРЕНБУРГСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 

Сбор  и обработка газа и конденсата на Оренбургском месторождении осуществляются по следующей схеме: пласт — скважина - шлейф - УКПГ - газоперерабатывающий завод (ГПЗ) - магистральный газопровод. 

Газ из скважин поступает по шлейфам  под давлением 13 — 17 МПа на УКПГ, где происходит осушка и первичная  подготовка к транспорту на ГПЗ, на котором он подвергается дальнейшей очистке от сероводорода и углекислого газа; в результате получают жидкие углеводороды, серу и гелий. Очищенный газ с ГПЗ поступает в магистральный газопровод. Подготовку газа рассмотрим на примере работы одного из УКПГ. Установка предназначена для осушки и предварительной подготовки газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС). При осушке и подготовке газа выделяются конденсат и водный раствор метанола, используемого как ингибитор гидратообразования. Углеводородный конденсат направляется на ГПЗ для дальнейшей стабилизации. Для предотвращения коррозии оборудования применяется ингибитор, который подается в скважины и шлейфы в смеси с метанолом.