Реферат

Дипломный проект содержит 149 с., 32 рисунка, 31 таблицу, 10

источников, 2 приложения.

Содержит следующие разделы: геологический, технологический,

экономический, безопасности и экологичности проекта.

Ключевые слова: абсорбер, ДЭГ, осушка газа, точка росы, шлейф.

Геологическая часть включает сведения о месторождении, породах,

газоносности, запасах газа, составе газа, сведения об УКПГ.

В технологической части описаны устройство абсорбера, пути его

модернизации. Проведены расчеты газопромыслового шлейфа, базового

абсорбера при трех режимах, модернизированного абсорбера. Сделаны

выводы о целесообразности проведения модернизации, а также приведены

результаты промысловых испытаний модернизированных абсорберов.

В экономической части дан анализ технико-экономических

показателей разработки месторождения и проведен расчет с целью снижения

себестоимости газа за счет снижения уноса гликоля.

РДЭГ - регенерированный диэтиленгликоль

С - сепаратор

Т - теплообменник

Ткр - критическая темперетура

ТДА - турбодетандерный агрегат

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

ШР - штуцер-регулятор

ЯГКМ - Ямбургское газоконденсатное месторождение

ЯГД – Ямбурггаздобыча

7.1 Расчет рабочей плотности газа

7.2 Технологический расчет абсорбера ГП 778.01.00.000

8 Анализ работы коагулирующей секции МФА

9 Некоторые результаты ревизии абсорберов

10 Разработка вариантов модернизации МФА и обоснование их

технологическими расчетами

10.1 Причины неудовлетворительной работы МФА

10.2 Эскизы модернизации абсорберов

10.3 Технологический расчет абсорбера ГП 778.01.00.000М

11 Результаты промысловых испытаний модернизированных

абсорберов

12 Анализ экономической эффективности проведения

модернизации абсорбера ГП778.01.00.000

12.1 Анализ основных технико-экономических показателей

деятельности объекта

12.2 Расчет экономической эффективности модернизации

абсорбера на УКПГ-3 ООО ”Ямбурггаздобыча”

13 Безопасность и экологичность проекта

13.1 Анализ опасностей, возникающих в процессе

эксплуатации УКПГ-3 ЯГКМ

13.2 Мероприятия по обеспечению безопасности технических

систем и технологических процессов

13.2.1 Токсичность применяемых в производстве веществ

и методы обеспечения безопасности

13.2.2 Электробезопасность

13.2.3 Защита обслуживающего персонала от высокого

давления

13.2.4 Обеспечение пожарной безопасности

13.2.5 Способы защиты объектов газового промысла,

ценного и уникального оборудования

Введение

Промысловая подготовка газа сеноманских залежей Ямбургского

месторождения осуществляется на установках комплексной подготовки газа

(УКПГ), использующих абсорбционную технологию с применением в

качестве абсорбента диэтиленгликоля (ДЭГа),

Основным показателем при оценке эффективности применяемой

технологии и аппаратов является технологические затраты на обработку

газа» анализ которых показал, что более 90 % из них приходится на затраты,

связанные с восполнением потерь дорогостоящего ДЭГа.

Основным источником потери гликоля являются капельный унос с

осушенным газом и с отогнанной водой при регенерации.

Наибольшие потери приходятся на унос гликоля из

многофункциональных аппаратов (МФА) с осушенным газом, что составляет

35 - 50 мг/м3. Такой относительно высокий уровень потерь абсорбента

обеспечивается и большими затратами ручного труда и ухудшением качества

осушки газа.

Для очистки и осушки газа на УКПГ-3 применяются

многофункциональные аппараты ГП 778.01.00.000. В МФА осуществляются

три процесса - сепарация, абсорбция и улавливание абсорбента.

Промысловые исследования, проведенные сотрудниками ЦНИПРа

совместно с эксплуатационным персоналом УКПГ-3, показали, что унос

гликоля из аппаратов не является постоянным и изменяется во времени, что

требует разработки мероприятий по снижению потерь абсорбента с

осушенным газом. Для МФА величина потери абсорбента определяется

конструкцией сепарационной, массообменной и коагулирующей секцией

аппарата. В данном дипломном проекте рассмотрена модернизация базового

многофункционального аппарата ГП 778.01.00.000, применяемого для

осушки газа на УКПГ-3.

минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и

высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта района

Меловая система (нижний мел)

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская

свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и

ганькинская в составе верхнего отдела.

Мегионская свита (барриас - нижневаланжинские ярусы) представлена

неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые,

полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12,

БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет

предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина

отложений 332 м.

Вартовская свита (верхний валанжин - готтерив - баррем)

подразделяется на три подсвиты - нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе

нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты,

с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ13 - БУ39).Всего в

составе нижней подсвиты (верхний валанжин - готтерив) 15 подсчетных

объектов.

В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-

алевролитовых и глинистых пород.

Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые

содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей.

Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргиллиты более

темные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.

Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.

Покурская свита (апт-альб-сеноман). Отложения вскрыты всеми

пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием

алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в

чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей

частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые

перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного

2 Характеристика изготавливаемой продукции, исходного сырья и

реагентов [1]

2.1 Характеристика исходного сырья

Природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения газ

сухой, метановый с содержанием влаги от 0,6 г/м3, сероводород отсутствует.

Компонентный состав газа приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Компонентный состав газа, % объемные

Компонент Объемная доля, %

СО 0,2 - 0,3

N 0,7 - 1,7

Не 0,01 - 0,02

Аг 0,01 - 0,03

Н 0,002 - 0,040

СН4 97,8 - 99

С2Н6 0,00 - 0,15

С3 Н8 0,00 - 0,02

С4 Н10 следы

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

- среднее пластовое давление 11,73 МПа;

- динамическое давление газа на устье 10,3 МПа;

- температура газа на устье 13 - 14°С.

Параметры газа на 2000 год:

- среднее пластовое давление 5,4 МПа

- динамическое давление газа на устье 4,3 МПа

- давление газа на входе в ППА 4,1 МПа

Таблица 2.3 – Физические свойства метанола

Параметр Значение Химическая формула СН3ОН Молекулярная масса 32,04 Плотность, г/см3, при 20 0С 0,792 Температура кипения, 0С при 760 мм.рт.ст. 64,7 Предел взрываемости, % об. - низший 6,7 - высший 34,7 Температура, 0С - замерзания -97,1 - плавления -93,9 - вспышки 8 - воспламенения 13 - самовоспламенения 400 Вязкость, СПЗ, при 20 0С 0,793 Упругость паров, мм. рт. ст. 89 Теплота сгорания, кДж/кг 22331 ПДК в воздухе, мг/м3 5

Таблица 2.4 – Физические свойства гликолей, применяемых на ЯГКМ

Параметр Значение ДЭГ ТЭГ Молекулярная масса 106,12 150,17 Плотность, кг/м3,при 20 0С 1116 - 1117 1125 Вязкость, спз, при 20 0С, 35.7 47.8 Температура кипения при 760 мм.рт.ст., 0С 245 287,4 Температура замерзания,0С - 8 - 7.2 Температура начала разложения, 0С 164,5 206 Давление насыщенного пара 99% раствора, кПа при:

- 40 0С 0,24 0,2 - 100 0С 4,65 3,29 Температура, 0С: - вспышки (в открытом тигле) 143,3 165,6 - самовоспламенения 345,0 371,0 Область воспламенения, % об. 0,62 - 6,8 0,9 - 9,2 Склонность к пенообразованию при наличии углеводородов меньше больше

Растворимость солей больше меньше

Анерьяхинская площадь

Харвутинская площадь

Ямбург (основная площадь)

Текущие запасы

Накопленный отбор газа

Накопленный переток газа

801

802

803804

806807

808

809

811

812

813814

815

816

817

818

101 102

104

105

106

107 108

109

111112

113

114

116

202

203

205

207

208

209210

211

212

213

214

215

302

303

304 305307

308

310311

312

313

314 315316

317

401 402

403

404

405

406

407

408 409410

411412

413

414415

416

417

418

419

420

421

422

423

424

434

216

502

503

504

505506

507

508509510

511

512

513514

601

602

603

604605

606607

608

609

610

611612

613

614 615

701702 703

704

705

706 707

708

709

710

711 712

713

714

715

716

717

718

719

720

721

722

723

724

725

726

727

728729

730

53

54

63

442

443

444

446

447

448

449

58

62

64

65

155

2H

6H

8H

P-02

P-03

P-04

P-05

P-06

P-08

203

204205

601

603

33

431

432

433

435

436

437

438

438

439

440

441

442

443444444

446

447

448

449

450

451452

453

454

455

456457

458

459460

461

931

932933 934

935 936 937

938

939 940941

942 943944

945

946 947948 949

950 951952

953

57.8

59.0

61.964.8

64.769.7

67.7

59.0

80.3

80.8

86.086.9

82.6

91.9

95.8

87.8

33.9 33.7

35.1

33.1

39.1

35.1 33.9

31.2

38.535.3

35.1

52.3

38.7

32.8

32.9

32.3

33.7

32.1

32.432.5

32.4

32.9

34.2

33.7

33.2

34.4

35.9

34.8 35.033.4

34.1

32.932.5

32.7

32.6

33.2 32.932.5

32.9

61.6 62.8

49.7

46.8

44.8

64.1

41.7

40.0 40.843.7

34.037.7

40.5

34.840.1

33.4

36.0

37.5

45.9

45.8

50.3

51.8

46.5

33.0

32.5

32.0

32.3

30.831.4

33.1

32.4

30.631.7

32.2

34.8

32.935.8

33.6

30.5

33.2

31.433.2

30.030.9

33.1

39.9

33.7

32.5 35.4

41.1

37.3 43.6

46.6 47.751.7 47.0

55.2

41.6 43.6

48.1

46.8

51.2

37.0 41.0

44.6

39.6

45.9

50.3

42.7

47.7

37.1

42.2

46.3

50.0

54.0

54.3

57.9

56.6

65.0

58.560.1

58.9

40.0

34.2

90.2

112.9

108.3

95.8

108.3

103.9

96.2

103.4

53.8

59.2

83.3

60.8

113.1

113.1

109.2

70.5

116.2

118.1

117.8

0 %

8 %

20 %

50 %

102.2

1456.5

46.4

369.4

39.4

55.8 916.0

2382.7

617434

533471

660364

461143

461407

532394

669273

26639.4

1820

1940

3160

4000

Выработка (%) запасов по площади

залежи от начальных значений

Рисунок 3.1 – Комплексная карта состояния запасов и добычи газа на

01.01.2004

1043

662628

593

1198 1201

10631000 1000 1000 1000

959 979

727681 652 625 608

1180

1019

940

767

676

774

1192

880

789

900

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Годы разработки

Дебит

, тыс.м3

фактические данные проектные данные

Рисунок 3.4 - Изменение средних дебитов по месторождению

5,545,04

4,56

10,69 10,6110,18

9,759,32

8,898,45 8,21

7,58

6,476,07

5,615,1

4,62

10,43

5,986,43

7,067,45

7,838,29

9,298,81

10,94

9,88

4

6

8

10

12

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Годы разработки

Пластовое

давление,

МПа

фактические данные проектные данные

Рисунок 3.5 – Изменение пластового давления по месторождению

сложилась наиболее сложная ситуация с выносом воды, связанная со

значительными трудностями в работе аппаратов осушки газа, а также

утилизации выносимой на установки воды. Таким образом, при

сопоставлении всех этих данных со сведениями по химическому составу

проб жидкости отбираемой по скважинам, весь фонд скважин, выносящих

воду можно подразделить на 3 группы:

1. Скважины выносящие в большом количестве пластовую воду (и как

правило с большим выносом песка) из нижних перфорационных отверстий за

счет подъема ГВК. В этом случае необходимо проведение работ по установке

цементных мостов.

2. Скважины, выносящие пластовую воду в небольшом количестве (по

цементному камню, либо когда текущее положение ГВК приближается к

искусственному забою), а также со значительным выносом механических

примесей. В этом случае необходимо ограничение дебитов и проведение

работ по установке забойных фильтров.

З. Скважины, выносящие конденсационную воду – для лучшего ее

выноса и нескапливания на забое - целесообразно увеличивать дебиты.

Таким образом, для последующей оптимальной эксплуатации при

выполнении этих мероприятий ряд скважин на одном кусту в ряде случаев

необходимо штуцировать. При этом подобными исследованиями должен

быть охвачен весь фонд скважин.

Рисунок 4.1 – Конструкция скважин ЯГКМ

оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

1- корпус колонной головки обсадных труб; 2 - клинья обсадных труб; 3-

задвижка; 4 - переход; 5 - пробка; 6 - вентиль по манометру, 7 - резьбовой

переход; 8 - уплотнительное кольцо; 9 - шпильки с двумя гайками; 10-

переход.

Рисунок 4.2 – Колонная головка

1 - корпус трубной головки; 2 - трубная головка НКТ; 3 - задвижка; 4 -

резьбовой фланец; 5 - фланец; 6 - игольчатый вентиль; 7 - резьбовой

переводник; 8 - вторичное уплотнение; 9 - уплотнительное кольцо; 10 -

уплотнительное кольцо; 11 - шпилька с двумя гайками; 12 - шпилька с одной

гайкой; 13 - шпилька с двумя гайками; 14 - пробка.

Рисунок 4.3 – Трубная головка

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного

оборудования КСО-168/219-21;

5 Система сбора и подготовки газа УКПГ-3 [1]

5.1 Общие сведения

На Ямбургском газоконденсатном месторождении принята лучевая

система сбора газа. Освоение сеноманской залежи выполняется промыслами

ГП-1 - ГП-8. Каждый промысел включает в себя следующие системы:

- систему добычи газа;

- систему сбора газа;

- систему подготовки пластового газа с дожимной компрессорной

станцией.

На газовых промыслах ГП-1 - ГП-7 осуществляется комплексная

подготовка газа к транспорту, предполагающая очистку пластового газа от

механических примесей и отделение от капельной влаги в сепараторах с

последующей гликолевой осушкой в абсорберах.

На газовом промысле ГП-8 осуществляется предварительная

подготовка газа, включающая в себя только стадию его сепарацию.

В соответствии с технологической схемой газовых промыслов газ от

кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на установку подготовки

газа (УКПГ или УППГ), где проходит узлы входа шлейфов, после которых

через систему коллекторов газа направляется на дожимную компрессорную

станцию (ДКС). На ДКС газ очищается от механических примесей,

отделяется от капельной жидкости, компримируется до давления

5,5 - 7,5 МПа и после охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения

подается на установку подготовки газа. На установке подготовки газа

осуществляется гликолевая осушка газа и его охлаждение до температуры

минус 2 °С. Подготовленный газ от промыслов ГП-1 - ГП-7 далее подается в

соответствующий магистральный трубопровод Ямбургской КС ООО

«Тюментрансгаз». Газ от УППГ-8 после сепараторов направляется по

газосборному коллектору на ГП-1 для дальнейшей его осушки в абсорберах.

регенерации мощностью 80 м3/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 1 - 2 оС

производится с целью обеспечения устойчивости подземных газопроводов и

осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов

БТДА 10 - 13 производительностью 10 млн. м3/сут.

Параметры газа в начальный период эксплуатации УКПГ-3:

- среднее пластовое давление 11,73 МПа

- динамическое давление газа на устье 10,3 МПа

- температура газа на устье 13 – 14 ОС

Параметры газа на конец 2003 г:

- среднее пластовое давление 3,88 МПа

- динамическое давление газа на устье 2,86 МПа

- температура на устье скважин 12,8 ОС

- давление газа на входе в ЗПА 2,50 МПа

5.3 Система добычи газа

Добыча газа на ЯГКМ осуществляется через эксплуатационные

скважины, которые группируются в кусты, в одном кусте – от 3 до 9

скважин. Количество скважин на газовых промыслах приведено в

таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Скважины газовых промыслов сеноманской залежи ЯГКМ

Газовый промысел

Кол-во кустов

Кол-во скважин

Скважина по категориям Действ-щая

Погл-щая

Наблю- ная

Наблюд-ные одиночная

ГП-1 13 122 104 2 12 4 ГП-2 13 111 99 2 6 4 ГП-3 14 127 109 2 14 1 ГП-4 24 104 99 - 5 - ГП-5 13 111 96 2 10 3 ГП-6 15 111 96 2 7 6 ГП-7 10 84 84 - - -

Рисунок

5.1

– Схема

сбора

газа УКПГ

– 3

предварительно подается метанол.

Продувка шлейфа может также производиться обратным ходом газа от

свечного коллектора Ду 300 на ГФУ куста при этом кран на свечном

коллекторе С 108 закрыт, кран Г 101 и задвижка С 101 пускаемого шлейфа

открыты, задвижка С 101 любого работающего шлейфа приоткрыта. После

вывода шлейфа на температурный режим свечные задвижки закрыть,

открыть Г 102 и Г 10З пускаемого шлейфа

- сброс газа на свечу через задвижки Ду 25 С 102 и С 102а перед

кранами Г 10З и Г 10За - в свечной коллектор Ду 100 и далее на свечу

УКПГ.

При падении давления газа в одном из газопроводов-шлейфов на

1 МПа ниже рабочего, на пульт в операторную поступает звуковая

сигнализация, и дистанционно выполняется закрытие кранов Г 102 и Г 102а

данного шлейфа.

В каждом арматурном блоке перед пневмогидрокранами Г 102

производятся следующие замеры:

- температура газа термометром сопротивления ТСМ с выводом

показаний на пульт оператора и в УК-2;

- давление газа электроконтактным манометром ВЭ-16РБ с передачей

сигнализации падения давления в шлейфе на 1 МПа ниже рабочего в УК-2 и

на мнемосхему;

- давление газа преобразователем «САПФИР 22ДИ» с передачей

значения давления на пульт оператора УК-2.

Также имеется возможность при необходимости произвести

контрольный замер давления газа после штуцера-регулятора манометром

ОБМ.

Выходы арматурных блоков подключены к двум объединенным

газосборным коллекторам Ду 1000.

На общем газосборном коллекторе после крана Г 104 производятся

замеры:

объединенных коллектора Ду 1000, из которых - один через кран Г 104

направляется в здание узла подключения ДКС к УКПГ и затем через кран

№ 7 - на ДКС, второй - через второе здание узла подключения ДКС к УКПГ и

кран № 7а - на ДКС. На ДКС в здании очистки газа производится его очистка

от механических примесей и капельной жидкости, затем газ подается на

компримирование и охлаждение на вторую очередь ДКС (первую ступень),

после чего - на компримирование и охлаждение на первую очередь ДКС

(вторую ступень) и затем через кран № 8 - газ подается в корпус подготовки

газа. При этом кран № 20 находится в закрытом положении.

Краны Г 102, Г 102а, 17р задействованы в «Алгоритме аварийного

закрытия УКПГ-3 и ДКС-3». В случае необходимости эксплуатации

обводного коллектора закрывается кран Г 104 и через Г 105, Г 106, 2Г1, 2Г2

газ подается в МПК.

Таблица 5.2 – Зависимость температуры гидратообразования от давления

Nп/п Давление, МПа Температура, оС 1 1,9 минус 0,63 2 2,5 1,57 3 2,6 1,88 4 2,7 2,19 5 2,8 2,48 6 2,9 2,76 7 3,0 3,00 8 3,1 3,30 9 3,2 3,55 10 3,3 3,80 11 3,5 4,30 12 3,8 4,93 13 4,0 5,34 14 4,5 6,03 15 5,0 7,13

Рисунок

5.2

– Принципиальная схема подготовки

газа УКПГ

- 3

Рисунок 5.3 – Схема МФА ГП-778.01.00.000

Рисунок

5.4

– Технологическая схема регенерации ДЭГа

6 Гидравлический и тепловой расчет шлейфа № 304

Исходные данные для расчета приведены в приложении А1 и в

таблице 6.2.

6.1 Расчет параметров газа при рабочих условиях

Таблица 6.2 – Состав газа

Компо-нент

Массовая доля, %

Критические параметры Моляр-ная масса

М·η Темпе-ратура, К

Давле-ние, Мпа

Ткр·η Ркр·η

метан 98,598 190,5 4,88 187,83 4,812 16 15,775этан 0,062 305,4 5,07 0,189 0,003 30 0,018

пропан 0,004 369,8 4,42 0,015 0,0002 44 0,002 СО2 0,188 304 7,64 0,571 0,014 44 0,083 азот 1,148 125,9 3,53 1,445 0,041 28 0,321 сумма 100 - - 190,05 4,869 - 16,2

Плотность одного моля смеси при нормальных условиях:

ρат = Мсм/22,4, (6.1)

где Мсм – молярная масса газовой смеси.

ρат = 16,2/22,4 = 0,723 кг/м3.

Найдем приведенные температуру и давление:

Тн = 288,3 К, Тпр = Тн/Тпкр. (6.2)

Тпр = 288,3/190,05 = 1,517.

Рн = 2,15 МПа, Рпр = Рн/Рпкр, (6.3)

0,55929

16,2 .

Секундный расход газа:

9.886400zP

10zQqH

6P

, (6.7)

где Q – расход газа в нормальных условиях, млн.м3/сут;

Р – давление в расчетной точке шлейфа, МПа;

ZP, ZH – коэффициенты сверхсжимаемости газа при рабочих и

нормальных условиях соответственно.

/см 1,569,8864002,15100,9522,977q 3

6

.

Фактическая скорость газа в шлейфе:

2ВН

6

0.785d10qω , (6.8)

где 2ВНd - внутренний диаметр шлейфа, м.

м/с 7,945000,785101,56ω 2

6

.

Критерий Рейнольдса:

μ10ρdωRe 3РВН

, (6.9)

Используя рисунок 6.1 рассчитываем удельную теплоемкость

природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре.

Полученные данные заносим в таблицу 6.2.

Таблица 6.3 – Значения эквивалентной абсолютной шероховатости труб

Состояние труб Кш, мкм Новые (чистые или с незначительным налетом коррозии) 40—100 После нескольких лет эксплуатации (немного корродированные или с незначительными отложениями) 60—200

После нескольких лет эксплуатации в различных условиях (корродированные или с небольшими отложениями) 50—500

После длительной эксплуатации (сильно корродированные и загрязненные)

500—1000

Определяем поправку к теплоемкости при рабочем давлении

(рисунок 6.2) и прибавляем ее к величине теплоемкости при атмосферном

давлении:

СРсм = С0Рсм + ΔСР, (6.11)

СРсм = 3,111 + 2,095 = 5,206 Дж/(моль·К).

Параметр Шухова, рассчитывают по формуле:

6Рр

Н

10CρQdК262,3

a

, (6.12)

где К – коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа окружающей

среде, Вт/(м·°С), для приближенных расчетов принимают К=1,745 Вт/(м·°С);

dН - наружный диаметр шлейфа, мм, который находится по формуле:

dн = dвн + 2(δст + δиз), (6.13)

)РР

Р(Р32Р

КН

2К

НСР , (6.16)

МПа 2,027)1,8992,15

1,899(2,1532Р

2

СР .

По графику рисунок 6.3 находим обобщенную функцию коэффициента

Джоуля-Томпсона:

1,0CDТР

СМPiПК

ПК

. (6.17)

Вычисляем коэффициент Джоуля-Томпсона по формуле:

СМ

СМ

Р

PiПК

ПК

ПК

ПК

i С

CDТР

РT

D

, (6.18)

С/МПа 0,6615,206

1,00,4411,517

D Оi

.

Температура газа на заданном участке газопровода может определяться

по уравнению:

)е(12alP

РPD)еТ(ТТТ аlСР

2К

2Н

ial

ОСНОСк

, (6.19)

)е(12,02710,4040,00122

1,8992,150,661238)е(288,3238Т 10,4040,001222

10,4040,0012К

,

Тк = 282,42 К.

ТГ = 58,5lgР + В1 – 59,32, (6.21)

где В и В1 – эмпирические коэффициенты, значения которых в зависимости

от приведенной плотности ρП газа даны в таблице 6.4

Рисунок 6.2 – Зависимость поправки к теплоемкости при рабочем давлении

ΔСр от приведенных параметров газа.

Приведенная плотность определяется по уравнению:

i

iiП y

yΔρ , (6.22)

Таблица 6.4 – Коэффициенты В, В1 в зависимости от приведенной

плотности газа

ρп В В1 ρп В В1 ρп В В1 0,56 24,25 77,4 0,71 13,85 43,9 0,86 12,07 37,6 0,57 21,80 70,2 0,72 13,72 43,4 0,87 11,97 37,2 0,58 20,00 64,2 0,73 13,57 42,9 0,88 11,87 36,8 0,59 18,53 59,5 0,74 13,44 42,4 0,89 11,87 36,5 0,60 17,67 56,1 0,75 13,32 42,0 0,90 11,66 36,2 0,61 17,00 53,6 0,76 13,20 41,6 0,91 11,57 35,8 0,62 16,45 51,6 0,77 13,08 41,2 0,92 11,47 35,4 0,63 15,93 50,0 0,78 12,97 40,7 0,93 11,37 35,1 0,64 15,47 48,6 0,79 12,85 40,3 0,94 11,27 34,8 0,65 15,07 47,6 0,80 12,74 39,9 0,95 11,17 34;5 0,66 14,76 46,9 0,81 12,62 39,5 0.96 11,10 34,2 0,67 14,51 46,2 0,82 12,50 39,1 0,97 11,00 33,9 0,68 14,34 45,6 0,83 12,40 38,7 0,98 10,92 33,6 0,69 14,16 45,0 0,84 12,28 38,3 0,99 10,85 33,3 0,70 14,00 44,4 0,85 12,18 37,9 1,00 10,77 33,1

Таблица 6.5 – Расчет приведенной плотности газа

Компонент Массовая

доля, % масс.

Плотность,

кг/м3

Относительная плотность,

Δi=ρi/ρB

СН4 98,598 0,717 0,706948 С2Н6 0,062 1,344 0,000833 С3Н8 0,004 1,967 0,000079 СО2 0,188 1,977 0,003717 N2 1,148 1,251 -

Сумма 100 - 0,711576

где А – влагоемкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м3;

В – коэффициент, показывающий разницу влагосодержания реального и

идеального газов, г/м3 (таблица 6.6).

Влагосодержание газа в начальной точке системы:

А = 13,18 г/м3,

В = 0,0901 г/м3,

31 кг/1000м 0,69060,09012,1510,2

13,17b

.

Влагосодержание газа в конечной точке:

А = 8,810 г/м3,

В = 0,0663 г/м3,

32 кг/1000м 0,52110,06631,89910,2

8,810b

.

W = 1,1·(0,6906 – 0,5211) = 0,1695 кг/1000м3.

Определяем количество раствора метанола, необходимого для

насыщения жидкой фазы, по уравнению:

gж = W·X2/(X1 – X2), (6.27)

gж = 0,1695·3,6/(90 – 3,6) = 0,007 кг/1000м3.

Таблица 6.6 – Значение коэффициентов А и В

T, оC А В T, оC А В -30 0,3910 0,0071 2 5,400 0,04640 -28 0,4715 0,00806 4 6,225 0,05150 -26 0,5660 0,00921 6 7,150 0,05710 -24 0,6775 0,01043 8 8,200 0,06300 -22 0,8090 0,01168 10 9,390 0,06960 -20 0,9600 0,01340 12 10,720 0,07670 -18 1,1440 0,01510 14 12,39 0,08550 -16 1,3500 0,01750 16 13,94 0,09300 -14 1,5900 0,01927 18 15,75 0,10200 -12 1,8680 0,02155 20 17,87 0,11200 -10 2,1880 0,02290 22 20,15 0,12270 -8 2,5500 0,02710 24 22,90 0,13430 -6 2,9900 0,03035 26 25,50 0,14630 -4 3,4800 0,03380 28 28,70 0,15950 -2 4,0300 0,03770 30 32,30 0,17400 0 4,6700 0,04180 32 36,10 0,18950

Тр – рабочая температура, К;

Тн – нормальная температура, 293 К;

Рн – нормальное давление, 0.1013 МПа;

ZH, Zp – коэффициенты сверхсжимаемости газа при нормальных и рабочих

условиях.

Коэффициент сверхсжимаемости в момент времени t определяется по

графикам Брауна-Катца, для этого определяем приведенные параметры

давления и температуры газовой смеси (в данной работе z определяем по

уравнению Латонова-Гуревича)

прР

пр 0,1Р0,73)(0,4lgTz пр , (7.2)

где Тпр и Рпр – приведенные параметры газовой смеси,

Тпр = Т/Тпкр, (7.3)

Рпр = Р/Рпкр, (7.4)

где Тпкр, Рпкр – псевдокритические параметры газовой смеси

Псевдокритические параметры смеси Тпкр и Рпкр вычисляются по формулам:

n

1iкрiiпкр PyР , (7.5)

n

1iкрiiпкр TyT , (7.6)

где уi – молярная доля компонента в смеси;

Ркрi и Ткрi – соответственно критические давление и температура i-го

где yi - мольная доля компонента газа;

Mi - молярная масса компонента газа.

Результаты расчета рабочей плотности газа приведены в таблице 7.2.

7.2 Технологический расчет абсорбера ГП 778.01.00.000

1) Определение числа теоретических тарелок:

Для расчёта числа теоретических тарелок аппарата строим

равновесную линию водяного пара и раствора ДЭГа и рабочую линию

абсорбции. Построение равновесной и рабочей линии для температуры

контакта t = 20 °С.

Равновесную линию строим по данным таблицы 7.2 влагосодержания

природного газа. Влагосодержание газа приведено к условиям:

Р = 0,1013 МПа и t = 0 °С.

Таблица 7.3 – Влагосодержание ДЭГа и газа для температуры контакта

t = 20 0С и давления Р = 8 МПа

Наименование Значение Влагосодержание ДЭГа, % вес. 0,4 1 1,5 2 3 3,5 5

Точка росы, °С -32 -22 -18 -14 -11 -9 -6 Влагосодержание

газа, г/м3 0,0101 0,0215 0,0287 0,0382 0,0471 0,0541 0,0664

При подаче газа в абсорбер с температурой 20 °С влагосодержание его

0,34 г/м3. Построением ступенчатой ломанной линии между рабочей и

равновесной линиями, рисунок 7.1, получаем 1,2 теоретической тарелки

nт = n/η, (7.9)

где η – к.п.д. тарелки.

nт = 1,2/0,6 = 2 шт.

Построение равновесной и рабочей линии для температуры контакта

t = 40 °С. Равновесную линию строим по данным таблицы 7.3, А1В1 -рабочая

линия, рисунок 7.3.

Таблица 7.4 - Влагосодержание ДЭГа и газа для температуры контакта

t = 40 0С и давления Р = 8 МПа

Наименование Значение

Влагосодержание ДЭГа, % вес. 0,4 1 1,5 2 3 3,5 5

Точка росы, С -17 -10 -5 0 3 6 11

Влагосодержание газа, г/мЗ 0,0309 0,0505 0,0710 0,0989 0,1201 0,1453 0,1979

В точке А1 влагосодержание газа равно 0,025 г/м3, что соответствует

точке росы минус 20 °С. В точке В1 влагосодержание газа равно 0,332 г/м3,

что соответствует температуре 20 °С.

Построением ломанной ступенчатой линии между равновесной и

рабочей линиями получаем теоретическое число ступеней контакта равным

1,8.

nт = 1,8/0,6 = 3 шт.

Аналогично определяем число теоретических тарелок для рабочего

давления Р=3 МПа.

nт = 1,4/0,6 = 2,33 шт,

принимаем n = 3 шт.

Таблица 7.6 – Влагосодержание ДЭГа и газа для температуры контакта

t = 40 0С и давления Р = 3 МПа

Наименование Значение

Влагосодержание ДЭГа, % вес. 0,4 1 1,5 2 3 3,5 5

Точка росы, С -17 -10 -5 0 3 6 11

Влагосодержание газа, г/мЗ 0,0561 0,0949 0,1365 0,1941 0,2385 0,2918 0,4048

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0 1 2 3 4 5 6

Влагосодержание ДЭГа

Вла

госо

держ

ание

газа

Рисунок 7.4 – Рабочая и равновесная линии для температуры контакта

t = 20 0С и рабочего давления Р = 3 МПа

Аналогично определяем число теоретических тарелок для рабочего

давления Р = 6,1 МПа.

t = 20 0С и рабочего давления Р = 6,1 МПа

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

0 1 2 3 4 5 6

Влагосодержание ДЭГа

Вла

госо

держ

ание

газа

Рисунок 7.7 – Рабочая и равновесная линии для температуры контакта

t = 40 0С и рабочего давления Р = 6,1 МПа

Таблица 7.7 – Влагосодержание ДЭГа и газа для температуры контакта

t = 20 0С и давления Р = 6,1 МПа

Наименование Значение Влагосодержание ДЭГа, % вес. 0,4 1 1,5 2 3 3,5 5

Точка росы, С -32 -22 -18 -14 -11 -9 -6

Влагосодержание газа, г/мЗ 0,0114 0,0246 0,0331 0,0442 0,0548 0,0631 0,0777

nт = 1,5/0,6 = 2,5 шт,

принимаем n = 3 шт.

Qрдэг = 100,765·96/((99,6-96)·1120) = 2,399 м3/ч.

При температуре осушаемого газа 20 °С для достижения точки росы

минус 20 °С при Р = 6,1 МПа необходимо 2,399 м3/ч РДЭГа.

3) Расчёт массообменной секции (элементы ГПР 340.00.000)

Диаметр аппарата: принято (конструктивно) D = 1,8 м.

Количество контактно-сепарационных элементов, размещённых на

тарелке:

принято (конструктивно) nк-с = 199 шт. [3]

Внутренний диаметр элемента: принято dк-с = 0,06 м.

Площадь сечения элемента:

Fк-с = 0,785·dк-с2, (7.14)

Fк-с = 0,785·0,062 = 0,00283 м2.

Фактор скорости в контактных элементах:

номинальный – Фном.= 24,3;

максимальный – Фмах = 24,3·1,1 = 26,7;

минимальный – Фmin = 12.

Скорость газа в контактных элементах:

Р

НОМНОМ ρ

ФW , (7.15)

м/с 49,348,5524,3WНОМ .

Критическая скорость газа в сепарационном элементе:

Wкр = к·[g2·σд·(ρд - ρг)/ρ2г]1/4, (7.20)

где к = 4,5 – коэффициент устойчивости режимов течения от давления;

σд – Поверхностное натяжение ДЭГа при рабочих условиях:

σд = (σ20д + 1) – P0,65, (7.21)

σд = (45,5 + 1) – 6,10,65 = 43,26дин/см = 43,26·10-4 кг/м.

Wкр = 4,5·[9,82·43,26·10-4·(1120 – 48,55)/48,552]1/4 = 2,97 м/с.

Площадь сечения элемента: Fc = Fк-с = 0,00283 м2.

Объёмная производительность сепарационной тарелки:

Qmax = Wкр·nc·Fc·86400·T0·Pp/(Tp·P0·Z), (7.22)

Qmax = 2,97·204·0,00283·86400·273·6,1/(297,5·0,1013·0,89),

Qmax = 9224026 м3/сут.

Количество фильтрующих патронов: принято (конструктивно)

nф = 121 шт.

Наружный диаметр фильтрующего патрона: принято dф=0,105 м.

Свободное сечение между фильтрующими патронами:

Fсв = 0,785·(D2 – nф·dф2), (7.23)

Fсв = 0,785·(1,82 – 121·0,1052) = 1,496 м2.

где Кф.б = (P) = 0,07 – Коэффициент;

Кф = 0,98·0,07 = 0,069.

Скорость фильтрации:

Wф = Кф·[g2·σд·(ρд-ρг)/ρг2]1/4, (7.29)

Wф = 0,069·[9,82·43,26·10-4·(1120-48,55)/48,552]1/4 = 0,045 м/с.

Максимальная пропускная способность фильтрующей секции:

Qmax = Wф·Fф·86400·T0·Pp/(Tp·P0·Z), (7.30)

Qmax = 0,045·41,88·86400·273·6,1/(297,5·0,1013·0,89) = 10202559 м3/сут.

Действительная площадь фильтрации:

Fф = nф·fф, (7.31)

Fф = 121·0,346 = 41,88 м2.

Площадь набегания газа на фильтрующий патрон:

fф = π·dф·еф, (7.32)

где еф = 1,05 м – длина фильтрующих патронов.

fф = 3,14·0,105·1,05 = 0,346 м2.

Объём газа приведён к условиям Р = 0,1013 МПа и t = 0 oC.

Wкр = 1,5·0,85·1,29·0,51·[9,82·71,06·10-4·(992-48,55)/48,552]1/4 = 0,606 м/с.

Расчётная площадь вертикальной кольцевой насадки:

F1к.в = qсек/Wкр, (7.36)

F1к.в = 1,199/0,606 = 1,975 м2.

Расчётная высота насадки:

вр = F1к.в/(π·Dср), (7.37)

вр = 1,975/(3,14·1,36) = 0,463 м.

Должно выполняться условие вр < в:

0,463 < 0,75.

Средний диаметр насадки: принято Dcp = 1,36 м.

Поверхностное натяжение воды при рабочих условиях:

σрж = (σ20оС + 1) – Р0,65, (7.38)

σрж = (73,3 + 1) – 6,10,65 = 71,06дин/см = 71,06·10-4 кг/м.

Максимальная пропускная способность секции:

Qmax = Wкр·Fк.в·86400·T0·Pp/(Tp·P0·Z), (7.39)

Qmax = 0,606·3,2·86400·273·6,1/(293·0,1013·0,89) = 13920251 м3/сут.

Wж = Qдэг/(3600·0,785·Dгл2), (7.44)

Wж =2,399/(3600·0,785·1,42) = 0,0004 м/с.

Допустимое время пребывания жидкости на глухой тарелке:

[τ] = 3 мин.

Должно выполняться условие τ>[τ]:

15,39 >3.

7) Проверка переливного устройства

Действительная величина стрелки слива: принято hсл = 0,125 м.

Действительная величина стрелки приёмного кармана: hпp = 0,185 м.

Расстояние между сливной и приёмной планками в сливном

устройстве:

y = hпр- hсл, (7.45)

y = 0,185-0,125 = 0,06 м.

Должно выполняться условие y>0,04:

0,06>0,04.

8) Расчёт гидравлического сопротивления контактных тарелок.

Перепад давления на тарелке:

ΔР = ΔРсух = ξк·Wmax2·ρг/(2·g), (7.46)

где ξк = 8 – коэффициент сопротивления контактной тарелки.

5,916 < 160 - 80.

Высота слоя светлой жидкости на тарелке:

Hж = hn.min + Δh, (7.50)

Hж = 50 + 5,916 = 55,916 мм.

9) Проверка расстояния между контактными тарелками

Высота слоя светлой жидкости в переливе:

hж = hn.min + Δh + (ΔP/ρ1ж) + (ΔPж.п/ρ1ж), (7.51)

hж = 50 + 5,916 + (290,68/1,129) + (0,0372/1,129) = 313,408 мм.

Сопротивление движению жидкости в переливе:

ΔРж.п = К4·[Lv/(3600·У)]2, (7.52)

где К4 = 250 – коэффициент.

ΔРж.п. = 250·[2,636/(3600·0,06)]2 = 0,0372 мм вод.ст.

Высота вспененной жидкости в переливе:

hn.в = hж/ρ1п, (7.53)

где ρ1п = 0,55 кг/м3 – плотность вспененной жидкости.

hn.в = 313,408/0,55 = 569,832 мм .

ΔРк = nт·ΔР, (7.56)

ΔРк = (3+1)·290,679 = 1162,72 мм вод.ст.

Гидравлическое сопротивление сепарационной тарелки:

ΔРсеп = ξсеп·Wc2·ρг/(2·g), (7.57)

где ξсеп = 8 – коэффициент сопротивления сепарационной тарелки.

ΔРсеп = 8·2,0782·48,55/(2·9,8) = 85,47 мм вод.ст.

Скорость газа в сепарационных элементах:

Wс = qсек/(Fc·nc), (7.58)

где nс = 204 шт – количество сепарационных патрубков (конструктивно).

Wс = 1,199/(0,00283·204) = 2,078 м/с.

Коэффициент сопротивления коагулирующего фильтра: ξф = 20 .

Гидравлическое сопротивление коагулирующего фильтра:

ΔPф = ξф·W1ф2·ρг/(2·g), (7.59)

ΔPф = 20·2,5772·48,55/(2·9,8) = 328,76 мм вод.ст.

Внутренний диаметр коагулирующего элемента: dвн.ф = 0,07 м.

Площадь поперечного сечения коагулирующего элемента по

внутреннему диаметру:

ΔРк.в = ξк.в·Wк.в2·ρг/(2·g), (7.63)

ΔРк.в = 50·0,3752·48,55/(2·9,8) = 17,39 мм вод.ст.

Скорость газа в штуцерах входа и выхода:

Wшт = qсек/(0,785·dшт2), (7.64)

где dшт = 0,4 м – диаметр штуцеров входа и выхода газа.

Wшт = 1,139/(0,785·0,42) = 9,55 м/с.

Коэффициент гидравлического сопротивления в штуцерах:

ξшт = ξвх + ξвых, (7.65)

ξшт = 1 + 0,5=1,5.

Гидравлическое сопротивление в штуцерах:

ΔРшт = ξшт·Wшт2·ρг/(2·g), (7.66)

ΔРшт = 1,5·9,552·48,55/(2·9,8) = 338,58 мм вод.ст.

Полное гидравлическое сопротивление аппарата:

ΔРа = α·(ΔРк + ΔРсеп + ΔРф + ΔРгл + ΔРк.в + ΔРшп), (7.67)

где α = 1,1 – коэффициент неучтённых потерь.

где Кп = 2 – коэффициент пульсации.

hг.з = 2·85,47/1120 = 0,152 м.

Необходимая высота сливного стакана:

hст = dсл2·hг.з/(dст2 – dсл2), (7.72)

где dcт = 0,1 м – диаметр приёмного стакана.

hст = 0,0262·0,152/(0,12 – 0,0262) = 0,011 м.

Необходимое условие нормальной работы: Нст – d1 > hcт:

0,4 – 0,05 > 0,011,

0,35 > 0,1946.

Высота приёмного стакана: принято Нст = 0,4 м.

Недовод сливной трубы до дна приёмного стакана: принято d1=0,05 м.

Расчет выполнен в среде QBASIC для давлений начала эксплуатации

Р = 8 МПа, перед вводом ДКС 1-й очереди Р = 3 МПа и после ввода 2-й

очереди ДКС. Результаты расчета приведены в таблице 7.8. Программа

представлена в приложении Б.

Продолжение табл. 7.8 1 2 3 4

5. Расчет входной сепарационной секции Начальное содержание жидкости, см3/м3 10,036364 10,036364 17,145626 Коэффициент, учитывающий влияние начального содержания жидкости 1,3673175 1,3673175 1,2911706 Скорость набегания газа на вертикальную кольцевую сетку, м/с 0,5507284 0,9519204 0,607264 Расчетная площадь вертикальной кольцевой насадки, м2 1,5910177 2,4545992 1,9753189 Расчетная высота насадки, м 0,3725688 0,5747937 0,4625606 3

7. Проверка переливного устройства Расстояние между сливной и приемной планками в сливном устройстве, м 0,06 0,06 0,06 >0,04 >0,04 >0,04

8. Расчет гидравлического сопротивления контактных тарелок Перепад давления на тарелке, мм вод. ст. 290,6789 290,6789 290,6789 Действительная скорость газа в контактно-сепарационных элементах, м/с 1,5580711 4,1548563 2,1329935 Максимальная нагрузка на единицу длины слива, м3/(м·ч) 2,1745695 4,6460034 2,636444 Подпор жидкости над сливной планкой, мм 5,2032803 8,6314026 5,9161712

Продолжение табл. 7.8 1 2 3 4

Принимаем трубу 76x4 76x4 76x4 Столб жидкости в сливной трубе, необходимый для предотвращения проскока газа, м 0,1095597 0,2701356 0,152621 Необходимая высота сливного стакана, м 0,0065016 0,0367267 0,0111208 Необходимое условие нормальной работы: Hcт - d1>hст

8 Анализ работы коагулирующей секции МФА

В процессе эксплуатации МФА на УКПГ-3 ЯГКМ обнаружено, что

происходит существенное ухудшение рабочей характеристики секции по

уносу гликоля с осушенным газом в течение времени наработки. В

результате ревизии коагулирующей секции (УКПГ-3 сентябрь – октябрь

1990 г.). Кроме обычных неисправностей (негерметичность перегородки,

сливного патрубка, нарушение уплотнений патронов) было отмечено

забивание фильтрующего материала мехпримесями. Общее количество

механических загрязнений достигает 8 - 10 кг, причем наибольшая

загрязненность характерна для аппаратов, работающих с малой подачей

гликоля или вообще без нее. В этих случаях основу загрязнений составляет

песок, выносимый из входной сепарационной секции (более 95%). При

эксплуатации аппарата в номинальном режиме, с постоянной подачей

гликоля основу загрязнений, забивающих материал фильтр-патронов,

составляют окислы железа и песок 80 - 95%, углеводороды и продукты

разложения гликоля – 5 - 25%, а также соли – 5 - 10%, находящиеся в гликоле

во взвешенном состоянии и попадаемые вместе с гликолем на фильтры в

связи с уносом из массообменной секции.

Таким образом, основной причиной постепенного увеличения уноса

гликоля с осушенным газом являются мехпримеси, содержащиеся в нем (на

УКПГ - 3 – 0.6..2.0 г/л).

Наряду с наличием уноса (потерь) гликоля из аппарата, также интерес

представляет уровень потерь ДЭГа из аппарата за определенное время

наработки. Абсорберы ГП 778.01.00.000 на УКПГ-3 обеспечивают проектные

показатели 15 мг/м3 в среднем 3 - 4 месяца.

Оценивая влияние количества подаваемого гликоля на его унос с

качественной стороны, следует отметить, что увеличение подачи гликоля

ведет к повышению жидкостной нагрузки на фильтры и, как следствие,

повышению интенсивности забивания фильтров механическими примесями и

9 Некоторые результаты ревизии абсорберов

Перед проведением модернизации абсорберов №№ 5, 7 на УКПГ - 3

выполнено обследование состояния аппаратов и было установлено:

Сепарационная секция

В сборнике жидкости находилось значительное количество

мехпримесей (0,001 – 0,01 г/м3 согласно расчета). Входной сетчатый

коагулятор был забит песком и торфом. На сетке кольцевого отбойника было

незначительное количество песка, имелись сквозные отверстия между

сепарационными пакетами. Таким образом, загрязнения сетки кольцевого

отбойника приводит к увеличению сопротивления и выбросу жидкости из

сборника через сливные трубы диаметром 32 мм в массообменную часть.

Чрезмерное загрязнение мехпримесями рукавной сетки и образование в ней

гидратов приводят к разрушению и отрыву сепарационных пакетов

кольцевого сетчатого отбойника. Следовательно, сепарационная секция

работала неэффективно, так как об этом свидетельствуют минерализация

гликоля, достигшая 14 - 19 г/л и данные промысловых, проведенные

сотрудниками ЮжНИИгипрогаза.

Массообменная секция

На полотнах тарелок массообменной секции находились мехпримеси

слоем от 5 до 7 мм. Отверстия подачи ДЭГа в контактно-сепарационные

элементы частично были забиты мехпримесями. В некоторых секциях

массообменных тарелок обнаружены отдельные неплотности контактно-

сепарационных элементов с полотном тарелок. Слив гликоля с первой

тарелки на глухую тарелку осуществлялся через трубу с сечением в 2 раза

меньше проектного. Следовательно, массообменная секция работала не в

проектном режиме из-за значительного разбавления и загрязнения гликоля

влагой и мехпримесями.

Секция улавливания гликоля

Фильтрующий материал фильтр-патронов загрязнен мехпримесями, но

10 Разработка вариантов модернизации МФА и обоснование их

технологическими расчетами

10.1 Причины неудовлетворительной работы МФА

Основными причинами неудовлетворительной работы МФА ГП

778.01.00.000 являются:

а) неэффективная работа входной сепарационной секции аппарата при

специфических условиях эксплуатации сеноманских залежей ЯГКМ (малое

поступление воды и значительное - мехпримесей);

б) загрязненность абсорбента мехпримесями (до 0.7..3.0 г/л); высокая

минерализация (до 14 - 19 г/л); большая жидкостная нагрузка (0.7 - 1.0 г/л) на

коагулирующую секцию;

в) подача регенерированного гликоля и слив гликоля с тарелки

фильтр-патронов осуществляется не под слой жидкости, а в газовую среду;

г) верхний штуцер колонки УБП с глухой тарелки установлен в зоне

повышенных скоростей, что приводило к искажению показаний уровня

гликоля на тарелке.

10.2 Эскизы модернизации абсорберов

С целью повышения эффективности работы сепарационной секции

МФА во всех вариантах модернизации аппарата применены

высокоэффективные центробежные сепарационные элементы рециркуляции

газа ГПР 353.00.000, обеспечивающих степень очистки газа с уносом не

более 20 мг/м3 на промыслах Медвежьего и Уренгойского месторождений.

Для предварительного улавливания крупных капель жидкости и мехпримесей

применен пескоуловитель.

То есть, сепарационная секция, оборудованная тангенциально-

направляющими пластинами и пескоуловителем в сочетании с батареей

Рисунок 10.1 – Первый вариант модернизации абсорбера ГП 778.01.00.000

Рисунок 10.3 – Тарелка с кольцевыми сетчатыми насадками Ø 300 х 50

Рисунок 10.5 – Тарелка с кольцевыми сетчатыми насадками Ø 230 х 61

qг = Qr·Po·T·z/(36OO· (P + Po)·To·Zo), (10.1)

qr = 416670·0,725·284,5·0,85/(3600·8 + 0,1·293·1 ) = 1,18.

Плотность газа в рабочих условиях, кг/м3

ρr = ρo· (P + Po) ·To·zo/(Po·T·z), (10.2)

ρг = 0,725· (8 + 0,1) ·273/(0,1·284,5·0,85) = 66,3.

Поверхность натяжения жидкости при рабочих условиях, н/м

σжР = (σж0 + 1) – Р0,65, (10.3)

σжР = (72,5 + 1) – 800,65 = 56,2.

Критическая скорость в элементе, м/с

Г

РЖ

КР ρσg8W , (10.4)

м/с 2,4266,3

1056,29,818W3

КР

.

Расчетная площадь элементов, м2

Fp" = qr·1,1/WКр, (10.5)

Fp" = 1,18·1,1/2,42 = 0,443.

nт = 0,95/0,6 = 1,6 шт. = 2.

в) Определение числа теоретических тарелок при уносе капельной

жидкости из входной сепарационной секции

Для расчета числа теоретических тарелок аппарата строим

равновесную линию водяного пара и раствора ДЭГ и рабочую линию

абсорбции с учетом уноса капельной жидкости из сепарационной секции

0,05 г/м3.

Таблица 10.2 – Влагосодержание ДЭГа и газа

Наименование Значение Влагосодержание РДЭГ, % вес. 0,5 1,0 1,5 2,0 3,0 5,0 Точка росы при Р=8 МПа, °С -40,9 -33,1 -28 -24,5 -19,5 -13,4Влагосодержание газа, г/м3 0,0049 0,0091 0,0137 0,018 0,026 0,04

На рисунке рабочая линия – А'В'. В точке А' влагосодержание газа

равно 0,03 г/м3, что соответствует точке росы минус 20 °С при Р = 5,5 МПа. В

точке В' влагосодержание газа равно 0,25 = 0,200 + 0,05 г/м3 при температуре

газа 11,3 °С и с учетом капельного уноса жидкости из входной

сепарационной секции.

Построением ступенчатой ломанной линии между рабочей и

равновесной линиями, рисунок, получаем 1,3 теоретических тарелок

nт = 0,98/0,6 = 1,63 шт. = 2.

Для работы аппарата в диапазоне концентрации ДЭГа 95 – 99,5 % масс,

и температуре контакта 11,3 °С необходимо 2 рабочих тарелки.

г) Расчет количества поглощенной влаги в абсорбере

Обычно во многих практических случаях для нахождения неизвестного

технологического параметра процесса осушки достаточно уравнения

GB2 = Q2· (W1 – W2), (10.11)

GB2 = 444· (0,25 – 0,03) = 97,68 кг/ч.

Количество влаги, поглощенной абсорбентом (ДЭГ)

Gв1 = Q1'· (Х1' – Х2’) ·ρд/Х2‘, (10.12)

Gв1 = 3,3· (98,4 – 95,3) ·1117/95,3 = 119,9 кг/ч.

Gв2 = Q1''· (Х1'' – Х2”)·ρд/Х2”, (10.13)

Gв2 = 3,3· (98,7 – 96,2) ·1117/96,2 = 95,79 кг/ч.

Из расчета видно, что в первом режиме (Q = 418 тыс.м3/ч; Х1' = 98,4;

Х2' = 95,3) материальный баланс абсорбера не стыкуется, т.е. GB' = 91,96 кг/ч

не равно GB1 = 119,9 кг/ч. Это может произойти из-за ошибки при

химическом анализе НДЭГа.

Определим из уравнения материального баланса абсорбера истинную

концентрацию НДЭГа

Q1· (W1 – W2) = QД'·ΔX·ρД’/X2', (10.14)

отсюда

ΔX = Q1· (W1 – W2) ·X2’/(QД’·рд'), (10.15)

ΔX = 418· (0,25 – 0,03) ·95,3/(3,3·1117) = 2,4 % масс.

Отсюда

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0 1 2 3 4 5 6

Влагосодержание ДЭГа

Вла

госо

держ

ание

газа

Рисунок 10.7 – определение числа теоретических тарелок при уносе

капельной жидкости из входной секции абсорбера

tTp1 = 11,3 – 30 = -18,7 °С.

Для второго режима

tTp2 = tr – Δt2Tp, (10.21)

tTp2 = 11,3 – 31 = -19,7 °С.

А также при известной степени разбавления РДЭГа из графика [5]

можем определить депрессию точки росы, а далее температуру точки росы

осушенного газа

Для первого режима Δt’тр = 29°С;

t’тр = tr – Δt’Tp, (10.22)

t’тр = 11,3 – 29 = -17,7 °С.

Для второго режима Δt’’тр = 29°С;

t’’тр = tr – Δt’’Tp, (10.23)

t’’тр = 11,3 – 30 = -18,7 °С.

Результаты расчета глубины осушенного газа в модернизированном

абсорбере представлены в таблице 10.3.

Таким образом, результаты расчета показывают, что для работы

модернизированных абсорберов ГП 778.01.00.000М на УКПГ-3 достаточно

трех рабочих тарелок и качество осушенного газа соответствует требованиям

ОСТ - 51.40 - 83.

11 Результаты промысловых испытаний модернизированных

абсорберов

Результаты испытаний модернизированных аппаратов показали, что

жидкостная нагрузка на секцию коагуляции при расходе 410 тыс.м3/ч (9,8

млн м3/сут) составила 50 - 60 г/тыс.м3 против 650 г/тыс.м3 для проектных

аппаратов. При увеличении расхода газа до 450 тыс.м3/ч в абсорбере 5-й

технологической нитки УКПГ-3 жидкостная нагрузка на секцию коагуляции

не превышала 40 - 50 г/тыс.м3, против 800 г/тыс.м3 для проектных

аппаратов при производительности 430 тыс.м3/ч.

Таким образом, полученные величины уноса жидкости в секцию

коагуляции в 16 - 20 раз ниже, чем проектные. Сравнивая результаты

испытаний аппаратов в течение двух месяцев можно сделать вывод, что

гидравлические характеристики модернизированных секций аппаратов

несколько ухудшились за счет загрязнения мехпримесями кольцевых

сетчатых насадок и коагулирующих фильтров при работе на повышенных

расходах газа. Это отразилось на величине уноса жидкости в секцию

коагуляции. Несмотря на это жидкостная нагрузка на коагулирующую

секцию в проектном режиме осталась достаточно малой и унос гликоля с

осушенным газом увеличился незначительно.

12 Анализ экономической эффективности проведения модернизации

абсорбера ГП778.01.00.000

12.1 Анализ основных технико-экономических показателей

деятельности объекта

В таблице 12.1 представлены технико-экономические показатели

работы предприятия «ЯГД»: объем производства в натуральном и денежном

эквивалентах, себестоимость, балансовая прибыль, капитальные вложения.

Затраты предприятия на производство и реализацию продукции

выраженные в денежной форме, образуют себестоимость продукции.

Исчисляется за какой-то временной период и себестоимость единицы

продукции. В зависимости от цели расчёта себестоимости затраты

классифицируют по экономическим элементам и калькуляционным статьям

расхода.

Себестоимость рассчитываемая по экономическим элементам

позволяет определить общий объём потребительских ресурсов, независимо

от того на какие цели они были израсходованы. Группировка затрат по

статьям калькуляции позволяет определить где, для производства какого

вида продукции понесены те или иные затраты.

Группировка затрат по экономическим элементам единая по всем

экономическим элементам и в соответствии с основным положением по

составу затрат включаемых в себестоимость продукции содержат следующие

статьи:

- материальные затраты;

- расходы на оплату труда (компенсационные выплаты);

- отчисление на государственные и социальные страхования (5.4 % от фонда

заработанной платы (з/п));

- отчисление в пенсионный фонд (26 % от фонда з/п);