Модернизация системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту "Северный Купол"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПРОЕКТ НА ТЕМУ:

Модернизация системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту «Северный Купол».

Выполнил:

Геолог II категории ЦДНиГ-2

Алена Андреевна Скибо

г. Оха

2012 год

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация

Введение

1. Система сбора и подготовки скважинной продукции

1.1 Система сбора скважинной продукции

1.2 Подготовка нефти и газа

2. Анализ эффективности осушки газа

2.1 Технологический расчет работающего абсорбера

2.2 Расчет абсорбера, оснащенного регулярной насадкой

3. Оценка экономической эффективности от модернизации абсорбера

3.1 Анализ основных технико-экономических показателей деятельности объекта за 2011-октябрь 2012 год

3.2 Анализ себестоимости

3.3 Расчет затрат на внедрение регулярной насадки

3.4 Расчет экономической эффективности от модернизации абсорбера

Заключение

Список используемой литературы

АННОТАЦИЯ

В данной работе рассмотрена система сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту «Северный Купол». Объектом исследования является блок подготовки газа, в частности абсорбер гликолевой осушки газа. Произведен анализ работающего абсорбера и рассчитан абсорбер, оснащенный регулярной насадкой ДОАО ЦКБН. Рассчитана экономическая эффективность от модернизации абсорбера.

Заключительная часть содержит выводы о проделанной работе.

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовое месторождение Одопту-море расположено на шельфе Охотского моря в 6-10 км восточнее берега острова Сахалин. Открыто в 1977г. И введено в пробную эксплуатацию в 1998г.

На рисунке 1 изображена карта «Одопту-море»

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождения «Одопту-море»

Выделено два объекта эксплуатации: XXI (пласты XXI₁+XXI₂) и XX (пласты XX₁²+XX₂+XX₃).

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Одоптинской антиклинальной складке, расположенной в пределах Одоптинской мегаантиклинали и осложненной тремя куполами (Северный, Центральной и Южный).

Северный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом и представляет собой брахиантиклиналь, ориентированную по длинной оси в субмеридиональном направлении и осложненную тектоническими нарушениями, контролирующими три блока.

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями нижненутовского горизонта верхнего миоцена (пласты XX₁², XX₂, XX₃, XXI₁ и XXI₂)

На месторождении по состоянию на 01.01.2010 пробурены 33 добывающих скважин, 6 из них переведены под закачку воды. Конструкция скважин наклонно-направленная, была выработана исходя из условий предотвращения осложнений в процессе бурения. На рисунке 2 изображена типовая конструкция скважин.

Рисунок 2 - Типовая конструкция скважин

Фонд добывающих скважин - 27, в том числе действующих 21, в бездействии - 1 скважина, в освоении после бурения - одна, ликвидированных - 4. Все скважины эксплуатируются механизированным способом (ЭЦН).

Фонд нагнетательных скважин - шесть, под закачкой воды - четыре, в бездействии - одна, наблюдательная - одна.

Средняя обводненность за 2009г. Составила 6,8%, средний дебит по нефти - 118 т/сут., по жидкости - 127 т/сут.

С начала разработки по месторождению добыто 4929 тыс. т нефти, что составляет 27,7% от НИЗ, 5051 тыс. т жидкости. Накопленная добыча газа составляет 1256 млн. м³, в том числе 1110 млн. м³ растворенного газа,146 млн. м³ газа газовых шапок.

В пласты закачено 3537 тыс. м³ воды. Текущая и накопленная компенсация отборов жидкости закаченной воды составляют 159% и 83% соответственно.

Накопленная добыча конденсата, добываемого вместе с нефтью, составила 6 тыс. т.

В 2009 г. Проектные показатели по добыче нефти превышают фактические всего на 0,3%. Данное отклонение обусловлено незначительно меньшим отбором жидкости, в среднем на 8%, за счет остановки перевода скважин под закачку воды.

Объект XXI

Объект разрабатывается с 1998 г. Пробурены 24 добывающих скважин.

Фонд добывающих скважин - 24, в том числе действующих - 15 (из них одна совместная), приобщен вышележащий объект в одной, переведены под закачку воды - пять, ликвидированных - четыре.

Фонд нагнетательных скважин - пять, под закачку воды - три, в бездействии - одна, наблюдательных - одна.

Дебит по нефти - 120 т/сут, по жидкости - 131 т/сут. Отбор нефти с начала разработки - 4118 тыс. т (35% от НИЗ), жидкости - 4225 тыс. т., 1041 млн.м³ газа, в том числе 146 млн.м³ газа газовых шапок. Текущий КИН - 0,174. Текущая обводненность 8,6%. Текущее пластовое давление составляет 12 МПа, что ниже начального на 36%. С декабря 2005 г. Начата опытная закачка воды в соответствии с Программной научно-исследовательских и промысловых работ. В пласт закачано 3342 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой 189%, накопленная - 98%.

Объект XX

Объект введен в разработку в 2003 году и находится в стадии разбуривания. Пробурены 9 добывающих скважин, переведены с нижележащего объекта - одна.

Фонд добывающих скважин - 10, в том числе действующих - семь (из них одна совместная), в бездействии - одна, в освоении после бурения - одна, переведены под закачку воды - одна.

Фонд нагнетательных скважин - одна под закачку воды.

Дебит по нефти - 99 т/сут, по жидкости - 101 т/сут. Отбор нефти с начала разработки - 811 тыс. т (13,1% от НИЗ), жидкости - 826 тыс. т, 215 млн. м³ растворенного газа. Текущий КИН - 0,050. Текущая обводненность 2,5%. По результатам промысловых замеров и расчетов на гидродинамической модели среднее пластовое давление составляет 13 МПА, что ниже начального на 12%. В 2009г. организована избирательная система заводнения - в пласт закачано 196 тыс.м³ воды. Текущая и накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составляют 91% и 28% соответственно.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.1.

Состояние запасов свободного газа и газа газовых шапок приведено в таблице 1.6.

Состояние запасов газового конденсата приведено в таблице 1.7.

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

параметры	пласты/объекты разработки
	XX21	XX2	XX3	объект XX пласта	XXI1	XXI2	объект XXI пласта
1	2	3	4	5	6	7	8
Ср. глубина залегания кровли (абс.), м	1318	1430	1477	1430	1594	1599	1597
Тип залежи	плостово-сводовый, литологически экранированный
Тип коллектора	поровый
Площадь нефетегазоносности, тыс. м2	4670	27912	16057	27912	31578	28840	31578
Ср. общая толщина, м	4,5	16,5	7,1	16,5	9,2	13,1	11,2
Ср. газонасыщенная толщина, м	1,9	4,5	-	4,5	4,1	2,8	3,5
Ср. эффективная нефтенасыщенная толщина, м	1,6	8,1	2	8,1	3,4	9,3	6,4
Ср. эффективная водонасыщенная толщина, м	1,2	5,9	4	5,9	6,2	6,2	6,2
Коэфф. пористости, д. ед.	20	20	21	20	23	23	23
Коэфф. нефтенасыщенности ЧНЗ, д.ед.	0,53	0,54	0,47	0,54	0,6	0,6	0,6
Коэфф. нефтенасыщенности ВНЗ, д.ед.	0,53	0,54	0,47	0,54	0,6	0,6	0,6
Коэфф. нефтенасыщенности пласта, д.ед.	0,53	0,54	0,47	0,54	0,6	0,6	0,6
Проницаемость, 10-3, мкм2	30	35	20	35	64	48	56
Коэфф. песчанности, д.ед.	0,1	0,48	0,29	0,5	0,38	0,79	0,59
Коэфф. расчлененности, д.ед.	6	5,3	3,6	5,3	8,2	7,9	8,1
Начальная пластовая температура, ?С	40	43	43	43	51	51	51
Начальное пластовое давление, Мпа	13,5	15,1	15,2	15,1	17	17,2	17,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПс	0,72	0,72	0,72	0,72	0,74	0,74	0,74
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,77	0,77	0,77	0,77	0,75	0,75	0,75
Плотность нефти в пов. условиях, т/м3	0,841	0,841	0,841	0,841	0,839	0,854	0,847
Абсолютная отметка ГНК, м	1332	1365	-	1365	1462	1580	1521
Абсолютная отметка ВНК, м	1362	1520	1539	1520	1720	1740	1730
Объемный Коэфф. нефти, д.ед	1,181	1,181	1,181	1,181	1,25	1,193	1,222
Содержание серы в нефти, %	0,27	0,27	0,27	0,27	0,21	0,21	0,21
Содержание парафина в нефти, %	0,91	0,91	0,91	0,91	1,3	1,3	1,3
Давление насыщения нефти газом, Мпа	13,5	15,1	15,2	15,1	17	17,2	17,1
Газосодержание нефти, м3/т	91	91	91	91	116	92	104
Содержание стабильного конденсата, г/м3	40	40	-	40	40	40	40
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,59	0,53	0,53	0,53	0,62	0,62	0,62
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,02	1,02	1,02	1,02	1,02	1,02	1,02
Сжимаемость, 1/МПах10-4, -нефти	23,9	23,9	23,9	23,9	23,9	23,9	23,9
- воды	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
-породы	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Коэфф. вытеснения, д.ед.	0,451	0,461	0,381	0,461	0,583	0,583	0,583
Коэфф. продуктивности, м3/сут/МПа	0,23	1,31	0,19	1,25	0,98	2,01	1,62

На месторождении «Одопту-море» производится герметизированный сбор, сепарация газожидкостной смеси, обезвоживание водонефтяной эмульсии и доведение нефти, газа и воды до нормируемых свойств с последующим их транспортом. Пластовая вода, добытая и отделенная от нефти, транспортируется к нагнетательным скважинам месторождения для закачки ее в пласт с целью поддержания пластового давления.

Максимальная производительность месторождения «Одопту-море» составляет:

· по пластовой жидкости 1674тыс. т/год (4586 т/сут)

· по нефти 1042 тыс. т/год (2855 т/сут)

· по закачке воды в систему ППД 2382 тыс. т/год (6526 т/сут)

· по газу 340 млн. нм³/год (1000000 нм³/сут)

В соответствии с назначением технологический комплекс объекта "Обустройство месторождения Одопту-море" позволяет осуществлять следующие операции:

· сбор и разделение продукции нефтяных скважин на сырую нефть, сырой газ и воду;

· подготовку, учет и транспорт нефти до центрального пункта сбора нефти (ЦПСН «Тунгор»);

· подготовку, компримирование попутного нефтяного газа, его учет и подачу на собственные нужды в магистральный трубопровод;

· очистку пластовой воды до норм соответствующих требованиям ОСТ-39-225-88, замер и подачу подготовленной пластовой воды в систему ППД.

По физико-химическим свойствам нефть, добываемая на месторождении Одопту-море, характеризуется как легкая, малопарафинистая. Согласно исходным геологическим данным по бурению и добыче скважинная продукция характеризуется высоким газовым фактором, который составляет 200?250 м³/т, а в исключительных случаях может достигать и 300 м³/т. Обводненность нефти составляет 35%.

Физико-химические свойства нефти месторождения «Одопту-море», приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Физико-химические свойства нефти

Наменование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции	Показатели качества, обязательные для проверки
Нефть
1. Плотность при 20 оС, кг/м3	847,75-858,67
2.Кинематическая вязкость, сСт
при 20 оС	3,54-5,16
при 50 оС	2,01-2,66
3. Содержание в нефти, % об	0,7-1,41
парафина	0,2-0,42
4. Фракционный состав, %
до 100 ?С	3,5-4,0
до 150 ?С	19,3-24,0
до 200 ?С	33,7-40,0
до 250 ?С	50
до 300 ?С	60,5-67,4

По физико-химическим свойствам вода, попутно добываемая с нефтью, характеризуется как сильноагрессивная (суммарная концентрация сульфатов и хлоридов более 5 г/л) по степени агрессивного воздействия рабочей среды на элементы металлоконструкций (трубопроводы, оборудование).Физико-химическая характеристика пластовых вод, попутно добываемых с нефтью на месторождении «Одопту-море», приведена в таблице 1.3.

Газы Сахалинских месторождений свободные и попутные, бессернистые, сухие, углеводородные с высоким содержанием метана до 96-98 %, с низким содержанием СО₂, N₂.

Качество подаваемого газа в газопровод и потребителю должна соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. ТУ» и ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия».

Попутный газ, подаваемый в трубопровод для перекачки, состоит в основном из метана. Метан представляет собой простейшего представителя соединений углерода с водородом. Это бесцветный, нетоксичный, не имеющий запаха и вкуса газ, малорастворимый в воде. На него не действуют ни кислоты, ни щелочи. С кислородом метан в обычных условиях не реагирует, но при поджигании - сгорает. Горение сопровождается выделением большого количества тепла.

Кроме метана, в газе присутствуют этан, бутан, пропан.

Физико-химические свойства и компонентный состав газа добываемого с затрубного пространства скважин, газа выделяемого при разгазировании нефти на площадке подготовки нефти и подготовленного газа с УПГ месторождения «Одопту-море», приведены в таблицах 1.4- 1.5.

Таблица 1.3 - Физико-химические свойства пластовой воды

Наименование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции	Показатели качества, обязательные для проверки
Пластовая вода
1.Плотность, г/см3 2.Содержание сероводорода мг/л (без консервации)	1,015
2.Содержание сероводорода мг/л (без консервации)	отсутствует
3 Общая минерализация, г/л	23,5
4. рH	7,1
5.Основной компонентный состав, мг/л:
Cl--	12338
SO42--	704
НСО3--	1379
Cа2+	438
Mg2?	131
Na? ? K?	8462

Таблица 1.4 - Физико-химические свойства и компонентный состав газа с затрубного пространства скважин

Наименование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта компании	Показатели качества, обязательные для проверки
Попутный нефтяной газ
1.Плотность относительная при 20?С и 760мм рт.ст., кг/м3	ГОСТ 22667-82	0,62
2. Плотность абсолютная при 20°С и 760мм рт.ст., кг/м3	ГОСТ 22667-82	0,75
3.Молекулярный вес		18,0
4.Компонентный состав, % объемн.
Метан		90,34
Этан		4,68
Пропан		1,4
i - бутан		0,45
n - бутан		0,48
i - пентан		0,34
n - пентан		0,14
гексан + высшие		0,2
Углекислый газ		0,26
Азот		0,13
Вода		1,58

Таблица 1.5 - Физико-химические свойства и компонентный состав газа Iступени сепарации

Наименование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта компании	Показатели качества, обязательные для проверки
Попутный нефтяной газ
1.Плотность относительная при 20?С и 760мм рт.ст., кг/м3	ГОСТ 22667-82	0,6245
2. Плотность абсолютная при 20°С и 760мм рт.ст., кг/м3	ГОСТ 22667-82	0,7525
3.Молекулярный вес		18,1
4.Компонентный состав, % объемн.
Метан		91,63
Этан		3,66
Пропан		0,95
i - бутан		0,35
n - бутан		0,31
i - пентан		0,2
n - пентан		0,08
гексан + высшие		0,13
Углекислый газ		1,47
Азот		0,72
Вода		0,5

Таблица 1.6 - Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 01.01.2010г.

Объекты, месторождение в целом	утвержденные ГКЗ Роснедра	на государственном балансе
	начальные, млн. м3	начальные, млн. м3	текущие, млн. м3
	С1	С2	С1	С2	С1	С2
XX		101	151	101	151	101
XXI	155		332	246	186	246
по месторож. в целом	155	101	483	347	337	347

Таблица 1.7 - Состояние запасов конденсата на 01.01.2010г.

Объекты, месторождение в целом	утвержденные ГКЗ Роснедра	на государственном балансе
	начальные геолог.	начальные извлек.	КИК, д.ед.	начальные геолог.	начальные извлек.	КИК, д.ед.	текущие извлек.	Текущие КИК, д.ед
	С1	С2	С1	С2	С1/C2	С1	С2	С1	С2	С1/C2	С1	С2	C1+C2
XX		4		4	- /0,92	6	4	5	4	0,92/0,92	5	4	0
XXI	6		5		0,92/ -	14	10	12	9	0,92/0,92	6	9	0,25
по месторож. в целом	6	4	5	4	0,92/0,92	20	14	17	13	0,92/0,92	11	13	0,176

1. Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождение «Одопту-море»

1.1 Система сбора скважинной продукции

Южный куст

Добываемая продукция от скважин по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400 (2ед.), где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер дебита газа. Проектом разработки установлено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.

С измерительных установок газожидкостная смесь по проектируемым трубопроводам подается в сборный коллектор: основной трубопровод и лупинг «Южный Куст - Северный Куст» Ду200, L=4,8 км, Ру=2,5 МПа, в объеме 2450 т/сут и поступает на площадку подготовки нефти, расположенном на Северном Кусте.

На Южном Кусте предусмотрена установка дожимной насосной станции, которая предназначена для перекачки жидкости добываемой по затрубному пространству фонтанирующих скважин, при эксплуатации которых возникает необходимость работы на более низкое давление, чем в закрытой системе сбора Южного Куста.

Газ с затрубного пространства скважин по индивидуальным шлейфам Ду80, Ру1,6 МПа с давлением 0,5 - 1,0 МПа и температурой 20 - 25 ⁰С поступает в сборный коллектор Ду300, который подключен к блоку регуляторов давления, с целью его редуцирования до давления 0,25 - 0,5 МПа, и с последующей подачей на площадку предварительной сепарации газа, и где происходит очистка нефтяного газа от капельной влаги. На площадке газосепараторов предусмотрена установка предохранительных устройств, а так же возможность отвода газа в полном объеме на факельную установку для сжигания в случае возникновения аварии.

Газ с площадки предварительной сепарации в объеме 122,4 млн. куб. м/год поступает в проектируемый газопровод Ду 400 протяженностью 4,4 км на УСН «Одопту-море» для дальнейшей его подготовки к транспорту.

Северный куст

Добываемая продукция от скважины по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400 (2ед.), где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер газа. Проектом предусмотрено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.

Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2325 т/сут.

Упрощенная технологическая система сбора и подготовки скважинной продукции представлена на рисунке 1.1.1.

Площадка подготовки нефти представлена:

- установка блочная сепарационная: УБС 6300/16 (2ед.), Рраб=1,2-1,4 МПа;

- установка предварительного сброса пластовой воды: УПСВ-16-3000 (2ед.), Рраб=1,2-1,4 МПа.

На Северном Кусте также предусмотрена установка блока регулятора давления газа, предназначенного для редуцирования газа до заданного давления и автоматическое его поддержание, а также для учета газа.

Рисунок 1.1.1 - Принципиальная схема системы сбора и подготовки скважинной продукции

Далее газ в объеме 1000 тыс.м³/сут, давлением 0,1-0,35 МПа по проектному газопроводу Ду 400 поступает на площадку сепарации газа с последующей подачей на площадку дожимной компрессорной станции с давлением 0,05 - 0,3 МПа.

Для обеспечения бесперебойной утилизации попутного газа месторождения Одопту-море в районе ЦНП «Тунгор» запроектированы газораспределительная станция с узлом учета газа и дожимная компрессорная станция, которая предназначена для обеспечения необходимого давления газа (не менее 5,5 МПа) с целью его транспортировки в летний период по высоконапорному газопроводу «Даги-Оха» диаметром Ду 500 протяженностью 147 км до Боатасино и далее потребителям Хабаровского края в объеме 0,5 млн. м³/сут. (175 млн. м³/год).

1.2 Подготовка нефти и газа

Подготовка нефти

Поступившая с южного и северного кустов скважинная продукция по нефтепроводу Ду 300 мм, поступает на площадку подготовки нефти, где происходит разделение газонефтяного потока на газ и жидкость.

После УБС дегазированная пластовая жидкость по трубопроводу Ду300 с давлением 1,2-1,4 МПа в объеме 4750 т/сут подается в теплообменник «газ-жидкость», где нагревается до температуры 35⁰С за счет теплообмена с газом, поступившего с площадки ДКС с температурой 100-120⁰С и давлением 1,8-2,0 МПа. Далее жидкость поступает на установку предварительного сброса воды (УПСВ). Обезвоженная нефть с площадки УПСВ, поступает на площадку буферных емкостей, (V-100 в количестве 4 штук), с которых по низконапорному нефтепроводу Ду 250, в объеме 1042 тыс. т/год подается на прием нефтенасосной, и далее через СИКН с давлением 3,0-3,5 МПа поступает в межпромысловый нефтепровод НСУ «Одопту-море» - ЦНП «Тунгор» (L=24км, Ду 200мм).

Подготовка газа

Газ с затрубных пространств скважин Южного куста по газопроводу Ду 400 протяженностью 4,4 км в объеме 350 тыс. м³/сут, давлением 0,15-0,48 МПа, и с Северного куста в объеме 220 тыс. м³/сут, давлением 0,5-1,0 МПа, поступает на площадку блока регулятора давления газа, где происходит смешивание данных объемов газа с газом выделившегося с площадки подготовки нефти (УПСВ, УБС) в объеме 390 тыс. м³/сут, давлением 1,0-1,5 МПа. Далее газ в объеме 1000 тыс. м³/сут, давлением 0,1-0,35 МПа температурой 6⁰С поступает на площадку сепарации газа с последующей подачей на площадку дожимной компрессорной станции с давлением 0,05-0,3 МПа. После компремирования газ с давлением1,8-2,0 МПа и температурой 100-120⁰С по трубопроводу 250 протяженностью 125м направляется в теплообменник «газ-жидкость», где охлаждается до 30⁰С за счет теплообмена с дегазированной жидкостью, поступающей с площадки подготовки нефти в объеме 4750 т/сут. Далее газ по трубопроводу Ду 300 поступает на установку подготовки газа.

Упрощенная схема системы подготовки газа представлена на рисунке 1.2.1.

Рисунок 1.2.1 - Принципиальная схема системы осушки газа

Дожимная компрессорная станция ДКС «Одопту» предназначена для компримирования нефтяного попутного газа месторождения Одопту-море, поступающего с трех направлений (Южный куст; Северный куст; площадка подготовки нефти УБС, УПСВ), осушки и дальнейшего транспорта газа с давлением Р=1,6 МПа по г/п «Одопту - АГРС «Тунгор» Ду300, Ду400 мм на АГРС «Тунгор» и г/п «Кыдыланьи - Оха».

Компримирование газа осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на базе интегрированных мотор-компрессоров Ajax DPC 2803 LE и DPC 2804 LE производства компании Cameron Compression Systems, США, блочного исполнения. Перекачиваемый технологический газ служит также топливным газом для ГПА. Топливный газ на газопоршневые приводы компрессоров отбирается после установки осушки.

Суммарная проектная производительность компрессорной станции по газу составляет 350 млн. м³/год (1 млн. нм³/сут.) в том числе:

I поток объединяет газ затрубных пространств Южного и Северного кустов - 610 тыс. нм³/сут.:

1 нитка - поступление с Южного куста - 136,5 млн.нм³/год; ( 390 тыс.нм³/сут.);

2 нитка - поступление с Северного куста - 77 млн. нм³/год; ( 220 тыс.нм³/сут.);

II поток:

3 нитка - поступление с УПСВ- 136,5 млн.нм³/год; ( 390 тыс.нм³/сут.).

Часть скомпримированного газа в объеме ~1000 нм³/час редуцируется и используется на собственные нужды ДКС (газопоршневые приводы компрессорных агрегатов, установка осушки газа).

Для компримирования газа установлено 6 газоперекачивающих агрегатов: на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2803 LE - 1шт., на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2804 LE - 5шт., (5 рабочих, 1 резервный).

В состав компрессорной станции входят основные технологические сооружения:

- блок приемных газопроводов с узлами учета газа;

- площадка сепараторов для очистки поступающего газа от жидких и твердых примесей;

- компрессорный блок, представляющий группу газоперекачивающих агрегатов со вспомогательными системами: межступенчатыми сепараторами для отделения капельной жидкости, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) газа, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) масла и антифриза;

- установка осушки газа;

- площадка дренажной емкости для приема углеводородного конденсата;

компрессорная сжатого воздуха, воздуха КиП и А с установкой получения азота.

На площадке входных сепараторов происходит отделение капельной жидкости от газа, с последующей подачей газа на прием дожимной компрессорной станции.

Объединенный поток газа 1 и 2 ниток (I-поток) по трубопроводу Ду=600мм, с давлением Р=0,1-0,15 МПа поступает в центробежный вертикальный сепаратор поз. С-102, где происходит отделение капельной жидкости.

Попутный нефтяной газ 3 нитки (II-поток) по трубопроводу Ду=200 мм, с давлением Р=1,0-1,5 МПа, поступает в сепаратор поз. С-101, где происходит отделение капельной жидкости.

Отделенный газовый конденсат (вода) из сепараторов С-101, С-102, через регуляторы уровня LV101, LV102, сливается в дренажную емкость с погружным насосом поз. ЕП-101/Н-101. Откуда насосным агрегатом АВ50/50 поступает в автоцистерну для защиты от превышения уровня жидкости в сепараторах, на линиях выхода газового конденсата установлены электромагнитные клапаны №7,8 с автоматическим их открытием по верхнему уровню и закрытием по нижнему уровню в сепараторах.

Сброс газа с сепараторов С-101 и С-102с предохранительных устройств осуществляется на факельную установку высокого и низкого давления.

Далее газ I потока по газопроводу Q=61000 нм³/сут, Р=0,1-0,3 МПа и t=10-15⁰С и газ II потока Q=390000 нм³/сут, Р=1,0-1,5 МПа и t=15-16⁰С поршневыми газоперекачивающими агрегатами AJAX DPC-2804LE и AJAX DPC-2803LE перекачиваются на прием ДКС.

Низконапорный газ (Iпоток) по газопроводу №80 Q=610000 нм³/сут, Р=0,1-0,3 МПа и t=10-15⁰С распределяется на приеме компрессоров ГПА 103/A-D, точнее на прием входных сепараторов С-203/A-D далее через демпферную емкость на всасывании поступает на первую ступень сжатия компрессорных агрегатов ГПА-103/A-D и через аппарат воздушного охлаждения АВО-103/A-D, где охлаждается до температуры 48-50⁰С и поступает в промежуточный сепаратор С-203/A-D/2 на вторую ступень сжатия, где дожимается и проходит через вторую секцию АВО-103/A-D и охлаждается до температуры 35-49⁰С. Далее поступает в концевые сепараторы С-203/A-D/3.

Высоконапорный газ (II поток) по газопроводу №81 Q=390000 нм³/сут, Р=1,0-01,5 МПа и t=15-16⁰С поступает на прием С-201/1 далее через демпферную емкость поступает на компрессорный агрегат ГПА-101, где происходит охлаждение до температуры 35-49⁰С. Далее в концевой сепаратор С-201/2. Сброс газа с сепараторов С-201/1 и С-201/2 через клапаны и пневмоприводные клапана по сбросному трубопроводу поступает на факельную установку высокого давления.

Компримированный попутный нефтяной газ после сепараторов С-201/1, С-201/2 и С-203/A-D/3 поступает в общий коллектор №85 и далее с Q=1000000 нм³/сут, Р=1,8 МПа и t=35-49⁰С подается на УПГ 36ММ/TEG Dehy с использованием ТЭГ.

Установка подготовки газа состоит из:

- блок осушки газа ТЭГом

- блок регенерации ТЭГ

Газ с Q=1000000 нм³/сут, Р=1,8 МПа и t=35-49⁰С поступает на вход абсорбера Т-701. В абсорбере происходит контакт газа и жидкости, во время которого происходит отделение влаги. Сырой газ подается вниз абсорбера и поднимается вверх. Тощий раствор подается сверху и движется вниз. Опуская по колонне абсорбент поглощает влагу из газа, осушенный газ поднимается наверх и через теплообменник «газ-гликоль» Е-103 выводится с установки. Насыщенный гликоль с нижней тарелки абсорбера Т-701 по регулятору уровня поступает в десорбер Е-102 с целью его дегенерации. Насыщенный гликоль перед подачей в десорбер подогревается в конденсаторах поз. Е-105, V-203 и теплообменниках поз. Е-101/А,В,С «тощий - насыщенный ТЭГ» в верхней части десорбера. Затем он подается в трехфазный сепаратор V-202 «газ-гликоль». Отделившиеся газы подаются на сжигание в Е-102. Отвод гликоля из трехфазного сепаратора - по регулятору уровня, через фильтры поступает в теплообменники «тощий - насыщенный ТЭГ» поз. Е101/АВС, затем в десорбер поз.Е-102.

Основная функция десорбера - выделение влаги из поглотителя ТЭГ, сброс отделенной влаги в атмосферу и улавливание гликоля, испаренного в огневом подогревателе десорбера.

Циркуляционные насосы обеспечивают откачку гликоля из десорбера, повышения давления концентрированного гликоля и подачи гликоля на верхнюю тарелку абсорбера. Расход гликоля регулируется посредством насосов. Перед входом в насос гликоль проходит теплообменники поз. Е-101/А,В,С, где подвергается охлаждению, а на выходе - через теплообменник сухого газа Е-103, где подвергается дополнительному охлаждению перед попаданием в абсорбер.

Подготовленный газ с давлением не более1,6 МПа подается в межпромысловый газопровод диаметром Ду300/400 НСУ «Одопту-море» - ЦНП «Тунгор» протяженностью 25 км и далее по существующим сетям диаметром Ду 500 потребителям Охинского и Ноглинского районам.

2. Анализ эффективности осушки газа

2.1 Технологический расчет работающего абсорбера

Абсорбер предназначен для очистки и осушки природного газа перед подачей в магистральный газопровод и представляет собой колонный аппарат, состоящий из трех функциональных секций. Эскиз абсорбера изображен на рисунке 2.1.

Технологический расчет включает в себя:

- определение числа теоретических тарелок;

- расчет фильтрующей секции;

- расчет количества ТЭГа;

- расчет массообменной секции;

- определение сечения ситчатых и контактно-сепарационных тарелое;

- расчет гидравличекого сопротивления тарелок;

- выбор расстояния между тарелками;

- расчет переливного устройства;

- расчет глухой тарелки;

- расчет труб для перетока РТЭГа

- расчет входной сепарационной секции;

- расчет сепарационной тарелки, находящейся под фильтрующей секцией;

- гидравлический расчет верхней сепарационной тарелки;

- проверку высоты кубовой части аппарата;

- расчет штуцеров аппарата, расчет сливной трубы с контактно-сепарационной тарелки и гидрозатвора.



Рисунок 2.1 - Эскиз абсорбера с колпачковыми тарелками

Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Параметр	Значение
Температура росы, Тросы, оС	-5
Рабочее давление, Рраб, МПа	1,8
Плотность газа сг, кг/м3	14,217
Плотность РТЭГа сРДЭГ,кг/м3	1123
Плотность воды св, кг/м3	1000
Объемная производительность, Qоб, тыс. м3/сут	1000
Поверхностное натяжение ТЭГа, у, Н/м	3010-3
Поверхностное натяжение воды, у, Н/м	73310-4
Массовая концентрация НТЭГа, Х2 %	98,25
Массовая концентрация РТЭГа, Х1 %	99,50
Температура контакта Т, 0С	35

Компонентный состав газа, на входе в УКПГ приведен в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Компонентный состав газа

Yi	%	Tкр,0C	ТпкYi	Pкр,МПа	РпкYi	с,кг/м3	сYi	М	МYi
СН4	91,63	190,5	174,55	4,88	4,471	0,717	0,656	16,04	14,69
С2Н6	3,66	305,4	11,177	5,07	0,185	1,344	0,049	30,07	1,101
С3Н8	0,95	369,8	3,513	4,42	0,0419	1,967	0,0187	44,09	0,4188
iС4H10	0,35	408,1	1,4283	3,80	0,0133	2,6	0,0091	58,12	0,2034
nC4H10	0,31	425,5	1,3191	3,95	0,0122	2,6	0,0081	58,12	0,1802
iC5H12	0,2	460,4	0,9208	3,51	0,0070	3,22	0,0064	72,15	0,1443
nC5H12	0,08	469,7	0,3757	3,50	0,0028	3,22	0,0026	72,15	0,0577
УC6H12	0,13	574	0,7462	3,13	0,0041	3,88	0,0050	86,18	0,112
N2	0,72	304	2,1888	3,53	0,0254	1,251	0,0090	28,02	0,2017
H2O	0,5	647,1	3,235	9,06	0,0453	1,539	0,0077	34,08	0,170
CO2	1,47	304	4,4688	7,64	0,1123	1,977	0,0291	44,01	0,6469
У			203,92		4,9215		0,8018		17,9336

Определение числа теоретических тарелок

Для расчета числа теоретических тарелок аппарата строим равновесную линию водяного пара и раствора ТЭГа и рабочую линию абсорбции.

Построение равновесной и рабочей линии для температуры контакта 35 ^оС и точки росы минус 5 ^оС ведется по данным таблице 2.3.

Из таблицы 2.2 получаем: Тпк=210,22; Рпк=4,93

По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:

Т_пр==

Р_пр==

Т_пр==

Р_пр==

По графикам Брауна-Катца определяем значения коэффициентов сверхсжимаемости газа при нормальных Zn и рабочих Zp условиях: Zn=1; Zp=0,95.

Секундный расход газа по формуле (2.1)

q== м³/c

Плотность газа в рабочих условиях определяется по формуле (2.2)

р=кг/м³

Таблица 2.3 - Зависимость влагосодержания ТЭГа и газа от точки росы

Влагосодержание ТЭГа, % масс.	0,1	0,2	0,5	2,0	3,0	3,5	5,0
Точка росы, оС	-17	-10	-4	0	3	6	11
Влагосодержание газа, г/м3	0,083	0,142	0,222	0,296	0,365	0,448	0,625

Влагосодержание приведено к условиям Р=0,1013 МПа и t=0 ^оС.

Точка А на рабочей линии (рисунок 2.2) соответствует конечной точке осушки газа. Концентрация ТЭГа в точке А равна Х₁,% масс. Точке росы, равной минус 5 ^оС, соответствует влагосодержание газа Х₁ (таблица 2.3). Точка В на рабочей линии соответствует начальной точке осушки. Концентрация ТЭГа в точке В равна Х₂.

При подаче газа в абсорбер с температурой 35 ^оС его влагосодержание определяется по формуле (2.3)



г/м³

г/м³

Рисунок 2.2 - Рабочая и равновесная линия влагосодержания для МФА и определения теоретического числа ступеней

Построением ступенчатой ломаной линии между рабочей и равновесной линиями получаем n_Т теоретических тарелок.

Число теоретических тарелок определяем по формуле (2.4)

шт

шт

где з_т - контактно-сепарационных тарелок, принимаем равным 0,6.

Принимаем 2 рабочие тарелки.

Расчет количества ТЭГа.

Расчет количества TЭГа проводится для следующих параметров газа:

температура контакта - T_K= 35 ^оС, точка росы минус 5 ^оС, давление 1,8 МПа.

Количество влаги, поглощаемое при осушке определяется по формуле (2.5)

кг/ч

Необходимое количество РTЭГа по формуле (2.6)

Q_РТЭГ м³/час

При температуре осушаемого газа 35⁰С для достижения точки росы минус 5⁰С при давлении 1,8 МПа необходимо 7,7 м³/ час РТЭГа.

Расчет массообменной секции

Площадь сечения элемента составит по формуле (2.7)

F_к-с=0,785•d_к-с² = 0,785•0,06² = 0,002826 м²

где d_к-с- внутренний диаметр элемента. Принимаем равным 0,06м.

Скорость газа в контактных элементах по формуле (2.8)

W=

W_max=м/с

W_min=м/с

W_ном=м/с

где Ф - фактор скорости в контактных элементах: Ф_ном=24,3; Ф_maх=26,7; Ф_min=12.

Объёмная производительность секции определяется по формуле (2.9)

Q_max=W_max•n_к-с•F_к-см³/с

Q_min=W_min•n_к-с•F_к-см³/с

где n_к-с - количество контактно-сепарационных элементов.

Принимается 110 шт., при диаметре аппарата D=1,4 м.

Расчет выходной сепарационной секции (сепарационная тарелка и фильтр-коагулятор)

Поверхностное натяжение ТЭГа при рабочих условиях определяется по формуле (2.10)

у_D=(у_D⁰+1)-(10•P_p)^0,65 = (30+1)-(10•1,8)^0,65 =26,75 кг/м

Критическая скорость газа в сепарационном элементе определяется по формуле (2.11)

м/с

где К - коэффициент устойчивости режимов течения от давления, принимается равным 4,5.

Объемная производительность сепарационной тарелки определяется по формуле (2.12)

F_c м³/c

где F_c=F_к-с=0,00283 м² - площадь сечения элемента;

n_с - количество элементов на сепарационной тарелке.

Принимается n_с=204 шт.

Свободное сечение между фильтрующими патронами определяется по формуле (2.13)

F_св=0,785•(D²-n_ф•d_ф²) = 0,785•(1,4²-121•0,105²)=0,5 м²

где d_ф - наружный диаметр фильтрующего патрона, принимается равным 0,105 м;

n_ф - количество фильтрующих патронов. Принимается равным 121 шт.

Объемная секундная производительность определяется по формуле (2.14)

0,7 м³/с

Скорость в свободном сечении аппарата на верхнем срезе фильтрующих аппаратов определяется по формуле (2.15)

м/с

Скорость фильтрации определяется по формуле (2.16)

W_ф=0,07•м/с

Поверхность набегания газа на фильтрующий патрон определяется по формуле (2.17)

f_ф= м²

где l_ф- длина фильтрующих патронов. Принимается равной 1,05 м.

Действительная площадь фильтрации определяется по формуле (2.18)

F_ф= n_ф • f_ф =121•0,346=41,88 м²

Максимальная пропускная способность фильтрующей секции определяется по формуле (2.19)

Q_max= W_ф• F_ф•м³/с

Расчет входной сепарационной секции (вертикальная кольцевая сетчатая насадка)

Коэффициент, учитывающий влияние начального содержания жидкости

С_е=5,47

Скорость набегания газа на вертикальную кольцевую сетку определяется по формуле (2.20)

W_кр^/=1,5 • 0,85 • C_e • K •

м/с

где К=0,51 - коэффициент устойчивости режимов течения от давления.

Расчетная площадь вертикальной кольцевой насадки определяется по формуле (2.21)

м²

Расчетная высота насадки определяется по формуле (2.22)

м

где D_ср =1,36 м - средний диаметр насадки

Действительная поверхность набегания кольцевой вертикальной насадки по формуле (2.23)

м²

Максимальная пропускная способность секции определяется по формуле (2.24)

млн. м³/с

Площадь сечения колонны определяется по формуле (2.25)

м²

Площадь для прохода гза определяется по формуле (2.26)

F_г = F_K - 0,785• D_гл² =1,538 - 0,785•1,2² = 0,4082 м²

Скорость природного газа в сечении определяется по формуле (2.28)

м/с

Скорость движения жидкости в эллиптическом днище (2.29)

м/с

Действительное время пребывания жидкости на глухой тарелке определяется по формуле (2.30)

мин

Допустимое время пребывания жидкости на глухой тарелке [ф]=3 мин

- условие выполняется

Проверка переливного устройства

Расстояние между сливной и приемной планками в сливном устройстве определяются по формуле (2.31)



где h_пр - действительная величина стрелки приемного кармана, равная 0,185 м;

h_сл - действительная величина стрелки слива, равная 0,125 м.

0,06?0,04 - условие выпоняется

Расчет гидравлического сопротивления контактных тарелок

Перепад давления на тарелке определяется по формуле (2.32)

мм вод. ст.=0,00285 МПа

Действительная скорость газа в контактно-сепарационных элементах определяется по формуле (2.33)

м/с

Максимальная нагрузка на единицу длины слива определяется по формуле (2.34)

м³/м•ч

где а₁=0,91 м - действительная длина хорды

Подпор жидкости над сливной планкой определяется по формуле (2.35)

мм

где Н₁=160 мм - высота части элемента, находящейся над тарелкой.

- условие выполняется

где h_n.max=80 мм - максимальная высота регулируемой сливной планки;

h_n.min=50 мм - минимальная высота регулируемой сливной планки.

Высота слоя светлой жидкости на тарелке определяется по формуле (2.36)

м

Проверка расстояния между контактными тарелками

Высота слоя светлой жидкости в переливе определяется по формуле (2.37)

мм

Сопротивление движению жидкости в переливе определяется по формуле (2.38)

МПа

Высота вспененной жидкости в переливе определяется по формуле (2.39)

мм

где - плотность вспененной жидкости, кг/м³.

Условие нормальной работы переливного устройства

h_n.min

где H_m=700 мм - расстояние между тарелками.

584?700+50 - условие выполняется

Общее гидравлическое сопротивление аппарата

Гидравлическое сопротивление контактных тарелок определяется по формуле (2.40)

мм вод. ст.=0,00292 МПа

Скорость газа в сепарационных элементах определяется по формуле (2.41)

м/с

где n_c - количество сепарационных патрубков, принимается равным 204 шт.

Гидравлическое сопротивление сепарационной тарелки определяется по формуле (2.42)

мм вод. ст.=0,0000832 МПа

где е_сеп - коэффициент сопротивления сепарационной тарелки, равный 8.

Площадь поперечного сечения коагулирующего элемента по внутреннему диаметру определяется по формуле (2.43)

м²

Действительная скорость газа в коагулирующем элементе определяется по формуле (2.44)

м/с

Гидравлическое сопротивление коагулирующего фильтра определяется по формуле (2.45)

мм вод. ст.=0,0000015 МПа

Гидравлическое сопротивление вертикальной кольцевой насадки определяется по формуле (2.46)

мм вод. ст.=0,0000105 МПа

Действительная скорость газа в вертикальной кольцевой насадке, определяется по формуле (2.47)

W_к.в.=м/c

Гидравлическое сопротивление вертикальной кольцевой насадки определяется по формуле (2.48)

мм вод. ст.=0,0000039 МПа

Скорость газа в штуцерах входа и выхода определяется по формуле (2.49)

м/с

где d_шт - диаметр штуцеров входа и выхода газа. Принимается равным 0,4 м.

Гидравлическое сопротивление в штуцерах определяется по формуле (2.50)

мм вод. ст.=0,000331 МПа

где е_шт. - коэффициент гидравлического сопротивления в штуцерах

Полное гидравлическое сопротивление аппарата определяется по формуле (2.51)

?Р_А=1,1•(0,00292+0,0000832+0,0000015+0,0000105+0,0000039+0,000331) =0,0034 МПа

Полное гидравлическое сопротивление не превышает допустимого.

[?Р]=0,02 МПа

0,02?0,0034 - условие выполняется

Расчет сливной трубы с верхней сепарационной тарелки и гидрозатвора.

Количество жидкости, стекающей с верхней сепарационной тарелки, определяется по формуле (2.52)

м/с

Необходимая площадь сливной трубы определяется по формуле (2.53)

м²

где [W_ж]=0,25 м/с.

Диаметр сливной трубы определяется по формуле (2.54)

м

Столб жидкости в сливной трубе, необходимый для предотвращения проскока газа, определяется по формуле (2.55)

м

где К_п - коэффициент пульсации. Принимается равным 2.

Необходимая высота сливного стакана определяется по формуле (2.56)

м

Необходимое условие нормальной работы определяется по формуле (2.57)

Н_ст. - d₁ ? h_ст.

где Н_ст=0,4 м - высота приемного стакана;

d₁=0,05 м - недовод сливной трубы до дна приемного стакана.

0,4 - 0,05 ? 0,15 - условие выполняется.

Данный абсорбер может работать в стабильном режиме, но массообменная секция не обеспечивает требуемую степень очистки и осушки природного газа. Так как влагосодержание газа на выходе из абсорбера 0,2064 г/м³ превышает необходимую - 0,03 г/м³.

Для обеспечения необходимого влагосодержания газа целесообразно установить в массообменной секции пластинчатую насадку конструкции ДОАО ЦКБН.

2.2 Расчет абсорбера, оснащенного регулярной насадкой ДОАО ЦКБН

Регулярные насадки предназначены для массообменного, теплообменного, ректификационного и сепарационного технологического оборудования. Преимущества:

- малое гидравлическое сопротивление; - высокая производительность; - повышенная эффективность; - минимальные потери жидкости с газом; - большой свободный объем; - высокая прочность; - самораспределение потоков жидкости и газа.

Технические характеристики:

- Удельная поверхность, м²/м3: 135.. 264 - Удельный вес, кг/м3: 270.. 290 - Свободный объем, %: 8.. 96 - Удельное сопротивление, мм вод.ст./м: 50.. 80

Преимущества абсорбера, оснащенного регулярной насадкой:

- сокращение потерь гликоля уносимого с насыщенным газом из аппарата с 15 г/1000 м³ до 1- 3г/1000м³ газа; - увеличение ресурса работы фильтрующих элементов до 4-10 лет; - сохранение производительности аппарата по газу при снижении рабочего давления практически в 2 раза; - сокращение капитальных затрат.

Технические характеристики:

- Точка росы осушенного газа, °C - в соответствии с ОСТ 51.40-93 - Унос гликоля из аппарата, г/1000м³: до 1-3 - Вынос гликоля на фильтр-коалесцирующую секцию, г/1000м³: следы



Рисунок 2.3 - Эскиз регулярной насадки

Расчет массообменной секции абсорбера осушки газа, оснащенного регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО ЦКБН.

Эскиз абсорбера представлен на рисунке 2.4

Рисунок 2.4 - Эскиз абсорбера, оснащенного регулярной насадкой ДОАО ЦКБН

Исходные данные

Таблица 2.4 - Исходный данные для расчета

Параметр	Значение
Температура росы, Тросы, оС	-5
Рабочее давление, Рраб, МПа	1,8
Плотность газа сг, кг/м3	14,217
Плотность РТЭГа сРТЭГ,кг/м3	1123
Плотность воды св, кг/м3	1000
Объемная производительность, Qоб, 106 нм3/ч	1,0
Поверхностное натяжение ТЭГа, у, Н/м	3010-3
Поверхностное натяжение воды, у, Н/м	73310-4
Массовая концентрация НТЭГа, Х2 %	98,25
Массовая концентрация РТЭГа, Х1 %	99,5
Температура контакта Т, 0С	35
Удельная поверхность насадки а, м2/м3	213
Свободный объем насадки е, м3/м3	0,96
Высота элемента насадки l, м	0,15
Максимальная производительность по газу, Gг м3/ч	149717

Влагосодержание газа, подаваемого на осушку, определяется по формуле (2.58)

W_H=W_C + V = 2,34 + 0,02 = 2,36 г/м³

где W_c - равновесное влагосодержание при условии сепарации, г/м³;

V - унос капельной жидкости из сепаратора, г/м³.

Количество извлекаемой влаги определяется по формуле (2.59)

W = W_H - W_O.C. = 2,36 - 0,03 = 2,33 г/м³

где W_о.с. = влагосодержание осушаемого газа, г/м³.

Удельная подача регенерированного абсорбента определяется по формуле (2.60)

кг/м³

где L - подача гликоля, кг/ч;

Q - расход газа, м³/ч.

Концентрация насыщенного абсорбента определяется по формуле (2.61)

масс

где Х_Р - концентрация регенерированного абсорбента, % масс

Построим оперативную линию по точкам на входе и выходе газа из абсорбера. В координатах Х-У мольная дол воды в гликоле - мольная доля воды в газе)

Таблица 2.5 - Зависимость влагосодержания ТЭГа и газа от точки росы

Влагосодержание ТЭГа, % масс.	0,1	0,2	0,5	2,0	3,0	3,5	5,0
Точка росы, оС	-17	-10	-4	0	3	6	11
Влагосодержание газа, г/м3	0,083	0,142	0,222	0,296	0,365	0,448	0,625

Мольная доля воды в газе на выходе определяется по формуле (2.62)

У₁ = 0,00000456 • W_H • T_абс = 0,00000456 • 2,36 • 308 = 0,00032 г/м³

Мольная доля воды в насыщенном ТЭГе определяется по формуле (2.63)



Мольная доля воды в осушенном газе на выходе из абсорбера определяется по формуле (2.64)

У₂ = 0,00000456 •W_K • T_абс = 0,00000456 • 0,011 • 308 = 0,000015 г/м³

Мольная доля воды в регенерированном ТЭГе определяется по формуле (2.65)

После определения координат двух точек А(0,54; 0,00032) и В (0,04; 0,0000152) в системе координат Х-У проводится оперативная линия А-В.

Равновесная линия составляется в тех же координатах Х-У по следующей методике. Рабочий диапазон в молярных концентрации воды в гликоле разбивается на несколько точек (рисунок 2.5).

х₁^*=,08…0,38

Молярная концентрация воды в газе у₁^*=0,00011 г/м³. Молярная концентрация воды в газе у₂^*=0,00008 г/м³



Рисунок 2.5 - Определение молярной концентрации воды в газе

Равновесное влагосодержание природного газа, над растворами гликолей с концентрацией Х_i последующей формуле (2.66)

W=

Давление насыщенного пара определяется по формуле (2.67)

Па

Зависимость коэффициента активности воды от температуры и концентрации гликоля определяется уравнением Ван-Лаара по формуле (2.68)

где m и n - коэффициенты по данным Касперовича.

m=0,0245

n=0,137

Величина поправки на не идеальность раствора водяного пара в газе зависит от температуры и определяется по формуле (2.69)

= ехр[(0,06858•(0,01•35)⁴- 0,3798•(0,01•35)³+1,06606•(0,01•35)²-2,00075•(0,01•35)+4,2216]=34,88

Давление насыщенного пара над растворами гликоля определяется по формуле (2.70)

Па

Молярная концентрация воды в газе получается следующим образом. Из точки А проводят линию параллельно оси У до пересечения с равновесной кривой СД (точка у₁^*). Аналогично получают точку у₂^*, проводя ту же операцию, но из точки В. Полученные значения будут определять молярную концентрацию воды в газе.

Массовая скорость газа на полное сечение аппарата определяется по формуле (2.71)

м/c

Критерий Ренольдса для газовой фазы определяется по формуле (2.72)

Re_Г=

Эквивалентный диаметр насадки определяется по формуле (2.73)

d_экв=м

где - свободный объем насадки;

А - абсорбционный фактор.

Коэффициент диффузии в газовой фазе определяется по формуле (2.74)

D_г=

Диффузионный критерий Прангля определяется по формуле (2.75)

Р_ч.д.=

Высота единицы переноса из газовой фазы определяется по уравнению Гильденблата по формуле (2.76)

м

Критерий Ренольдса по жидкости определяется по формуле (2.76)

Re_ж=

Коэффициент диффузии воды гликолем определяется по формуле (2.77)



=0,000312•10^-6 м²/c

Диффузный критерий Прангля по жидкости определяется по формуле (2.78)

ВЕП в жидкой фазе (2.79)

h_ж=Re_ж^0,25• Р_ч.д.ж.=м

Высота единицы переноса (ВЕП) определяется по формуле (2.80)

h_о.г =

h_о.г.=1,7+м

Н_нас=4,9•1,98=9,7м

Количество влаги, поглощаемое при осушке определяется по формуле (2.5)

кг/ч

Необходимое количество РTЭГа по формуле (2.6)

Q_РТЭГ м³/час

На основании проведенного проектного технологического расчета принят вертикальный аппарат диаметром 1400 мм. Во входной сепарационной секции в качестве сепарационных элементов приняты прямоточно-центробежные элементы в количестве 68 штук. Принятый диаметр регулярной насадки 0,018м. принятый диаметр насадки 1400 мм. Максимальная производительность по газу составляет 0,082 млн м³ сут. Общее гидравлическое сопротивление 0,0034 МПа. Расчеты показывают, что абсорбер обеспечивает требуемое качество подготовки газа. Влагосодержание газа на выходе из УПГ составляет 0,04 г/м³, что свидетельствует о наиболее качественной осушки газа абсорбером оснащенным регулярной насадкой. А так же количество триэтиленгликоля, необходимого для осушки газа, требуется значительно меньше 1,6м³/час, что отразится на уменьшении затрат, необходимых для подготовки газа к транспорту.

месторождение абсорбер газ

3. Оценка экономической эффективности от модернизации абсорбера осушки газа регулярной насадкой ДОАО ЦКБН

3.1 Анализ основных технико-экономических показателей деятельности объекта за 2011-октябрь 2012 год

Изучение совокупности технико-экономических показателей, характеризующих производственную, финансовую и социальную стороны деятельности предприятия, помогает правильно анализировать его работу, выявить и обосновать направления по повышению эффективности его функционирования, подготовить решения, мобилизующие коллектив на более рациональное использование современной техники, сооружений, трудовых ресурсов, материальных и денежных средств. В таблице 5.1 представлены технико-экономические показатели работы предприятия “РН-Сахалинморнефтегаз' месторождения Одопту-море.