Промысловые дожимные компрессорные станции

 

В процессе разработки месторождений природных газов происходит уменьшение пластового давления, что в свою очередь приводит к падению давления во всей системе пласт - скважина - промысловые газосборные сети - установки подготовки газа. Наступает момент, когда давление газа на выходе из установок подготовки газа становится недостаточным для его подачи потребителю при заданном давлении и расходе, т.е. период компрессорной эксплуатации месторождения, когда газ потребителю подается с помощью промысловой дожимной компрессорной станции (ПДКС). ПДКС способствует получению оптимальных технико-экономических показателей работы месторождения и газопровода и предназначено для сжатия газа поступаемого из УКПГ, до необходимого давления. При подаче в магистральные газопроводы давление на выходе из УКПГ должно равняться 5, 5 или 7, 5 МПа и оставаться постоянным, несмотря на уменьшение давления на приеме ПДКС. Таким образом, в компрессорный период эксплуатации месторождения давление на приеме ПДКС будет уменьшаться, степень сжатия газа будет возрастать, что приведет к необходимости последовательного увеличения мощности силового привода для сжатия газа и уменьшения подачи одного компрессора. При этом будет увеличиваться как число ступеней сжатия, т.е. число компрессоров, работающих последовательно, так число компрессоров, работающих параллельно. Схемы компоновки компрессорных агрегатов на ПДКС приводятся на рис. 3.2.

В свою очередь, использование ПДКС позволяет увеличить коэффициенты газоотдачи, т.к. снижением давления на приеме ПДКС можно увеличить дебиты скважин и уменьшить число скважин.

К компрессорным агрегатам ПДКС предъявляются определенные требования. Они должны обладать высокими КПД в широких диапазонах изменения сжатия и расхода, большой подачей и высокой степенью сжатия. При степенях сжатия выше 1, 67 рекомендуется использовать поршневые компрессоры, при более низких степенях сжатия – центробежные нагнетатели. Перспективны для использования на ПДКС винтовые компрессоры.

 

Рис. 3.2. Схема компоновки компрессорных агрегатов на ПДКС

 

 

Чаще всего время ввода ДКС соответствует периоду падающей добычи пластовой продукции. При равнозначном снижении давления на входе в УКПС с уменьшением объема добычи газа ДКС может включаться в схему УКПГ как до, так и после нее.

С падением пластового давления происходит также изменение состава добываемой продукции, что также оказывает существенное влияние на степень конденсации УВ при постоянных Т и Р. Это обстоятельство также необходимо учитывать при выборе места размещения ДКС.

Давление на входе в УКПГ в процессе разработки снижается, что приводит к изменению требуемых степеней сжатия на ДКС. Эти изменения относительно легко реализовать на газомотокомпрессорах и сложнее на газотурбинных установках с центробежными нагнетателями.

На основании изложенного можно сделать следующие выводы:

· при подготовке к транспорту продукции чисто газовых месторождений и при поддержании производительности УКПГ на проектном уровне, ДКС целесообразно установить перед УКПГ;

· в случае обработки продукции газоконденсатных месторождений методом низкотемпературной сепарации в период падающей добычи, ДКС необходимо обвязать таким образом, чтобы при давлении газа на входе в УКПГ 5, 0¸ 7, 5 МПа она имела возможность работать после УКПГ, а при более низких давлениях – перед ней;

· при наличии технологических возможностей представляется целесообразным также предусмотреть такую обвязку ДКС, которая обеспечила бы первую ее ступень использовать перед УКПГ, а вторую ступень дожатия – после нее.

Подготовка природного газа

 

Основные процессы и технологические схемы

 

Физические методы переработки продукции месторождений основаны на процессах следующих трех групп:

1. Газо-гидромеханические процессы, скорость протекания которых определяется законами газогидродинамики (сепарация, центрифугирование, фильтрация и т.п.).

2. Тепловые процессы, скорость протекания которых определяется законами теплопередачи (охлаждение, нагревание и конденсация).

3. Массообмены (диффузионные) процессы, скорость которых определяется законами массопередачи.

Промысловая переработка газа – это разделение многокомпонентных газообразных или жидких смесей с использованием сепарации, фильтрации, адсорбции, ректификации и экстракции.

Сепарационные процессы – отделение жидких или твердых частиц от газа – наиболее распространены при подготовке газа к транспортированию и его переработке в заводских условиях.

Технологические схемы практически всех промысловых установок и ДКС включают в себя те или иные сепарационные процессы, которые служат для разделения жидких и газовых фаз, образовавшихся при изменении температуры и давления смеси, а также для отделения механических примесей из газов и жидкостей.

Установки подготовки газа к транспорту, включающие в себя только сепарационные процессы, на практике принято называть установками низкотемпературной сепарации (НТС), устройство которых позволяет получить низкую температуру за счет расширения газа.

Абсорбционная осушка газа

 

Для осушки газа применяются гликоли, а для извлечения тяжелых УВ – углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки природного газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, относительно низкой вязкостью и упругостью паров при температуре контакта, низкой коррозионной способностью, незначительной растворяющей способностью по отношению к газам и углеводородным жидкостям, а также не образовывать пен или эмульсии. Из известных абсорбентов этими свойствами в большей степени обладает диэтиленгликоль СН₂ОН-СН₂-О-СН₂-СН₂ОН (табл. 3.1), представляющей собой неполный эфир этиленгликоля с молекулярной массой 106, 112 и плотностью 1117 кг/м³. Его температура кипения при атмосферном давлении равна 244, 5⁰С. Он смешивается с водой в любых соотношениях и гигроскопичнее этиленгликоля.

Таблица 3.1

Физико-химическая характеристика гликолей

 

Вещество	Молекулярная масса	Плотность, кг/м3, при 200С	Температура кипения, 0С	Температура разложения, 0С
моноэтиленгликоль МЭГ	62, 07		197, 5	-
диэтиленгликоль ДЭГ	106, 12		245, 0
триэтиленгликоль ТЭГ	150, 17		287, 0

 

Преимущество ДЭГа перед ТЭГом – меньшая склонность к ценообразованию при содержании в газе углеводородного конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды.

Рис. 3.3. Технологическая схема абсорбционной осушки газа

 

Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГа представлена на рис. 3.3. Она состоит из контактора-абсорбера 1, десорбера (выпарной колонны) 5 и вспомогательного оборудования (теплообменники, насосы, фильтры, емкости и др.). Влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и УВ, после чего поступает под нижнюю тарелку абсорбера.

Таблица 3.2

Технологические показатели работы установки осушки газа

 

Фактическая пропускная способность по газу, тыс. м3/сут	5000¸ 7500
Давление (абсолютное), МПа:
в абсорбере	3, 4¸ 4, 5	3, 2	3, 1
в десорбере	0, 026	0, 129	0, 112
Температура, 0С:
в абсорбере	25¸ 25	16¸ 26
в десорбере: на выходе вверху	100¸ 130 62¸ 67
в кипятильнике	145¸ 150
Скорость газа в абсорбере, м/с	0, 20	0, 18	0, 142
Количество раствора ДЭГ, поступающего в абсорбер, дм3/тыс. м3 газа	30¸ 40	19, 2
Массовое содержание раствора ДЭГ в абсорбере, %: на входе	98, 2¸ 99, 2	98, 2	96, 0
на выходе	96, 0¸ 97, 5	94, 9	93, 7
Свойства осушенного газа:
плотность при 200С, кг/м3	0, 600	0, 832	0, 976
точка росы, 0С	-100 ¸ -15	-1 ¸ -3	-1
потери раствора ДЭГ, г/100 м3 газа	13¸ 18	44, 5	11, 7

 

Затем газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается и проходит в верхнюю скрубберную секцию, где отделяется от уносимых с потоком капель абсорбента. Осушенный газ подается в газопровод.

Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера 1 сначала проходит теплообменник 2, выветриватель 3, фильтр 4. Затем раствор поступает в десорбер 5. В нижней части десорбера 5 происходит нагрев абсорбента паровым нагревателем до установленной температуры. Водяной пар из десорбера поступает в сборник конденсата 6. Отсюда часть воды направляется обратно в верхнюю часть колонны для понижения температуры и концентрации поднимающихся паров абсорбента, что сокращает его расход.

Регенерированный абсорбент охлаждается насыщенным раствором в теплообменнике 2, после чего поступает в абсорбер 1.

Технологические показатели работы трех установок по осушке газа растворами ДЭГ приведены выше.

 

Адсорбционная осушка газов

Адсорбционные процессы применяются на месторождениях природных газов, когда требуется глубокое охлаждение газа для извлечения влаги и тяжелых УВ. Здесь возможно получение точки росы (-20, -30⁰С и ниже), которая необходима при транспорте газа в северных районах страны.

Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, т.к. твердые (гидрофильные) адсорбенты, наряду с УВ, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.

К ним относятся активированные угли (S_уд = 600¸ 1700 м²/г); силикагели – продукты обезвоживания геля кремниевой кислотой (S_уд = 320¸ 770 м²/г); цеолиты – минералы, являющиеся водными алюмосиликатами натрия и кальция, а также искусственные цеолиты - пермутиты.

Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на поверхности или в объеме микропор твердого тела. Эффективные радиусы микропор составляют 5¸ 10 мкм. Таким образом, в этих капиллярных порах, размеры которых соизмеримы с размерами молекул адсорбируемого вещества, под влиянием сил межмолекулярного взаимодействия происходит концентрация вещества.

Промышленные адсорбенты, применяемые для обработки природных газов, должны обладать достаточно высокой активностью; обратимостью адсорбции и простотой регенерации; малым сопротивлением потоку газа; высокой механической прочностью, предотвращающей дробление и расширение поглотителя; химической инертностью; небольшими объемными изменениями в зависимости от температуры и степени насыщения.

Десорбция основана на том, что при повышении температуры увеличивается энергия адсорбированных молекул, и они могут освобождаться от адсорбента. Наиболее благоприятны для этого температуры 200¸ 300⁰С.

Адсорбционная установка имеет два или более адсорберов. Адсорбция и десорбция осуществляются непосредственно в одном и том же аппарате. В момент насыщения адсорбента влагой в одном из адсорберов в другом происходят десорбция и охлаждение. Процесс протекает последовательно по мере насыщения влагой адсорбента в колонне.

Продолжительность цикла насыщения, регенерации и охлаждения адсорбента определяется временем, необходимым для его регенерации. Обычно цикл насыщения длится 10¸ 20 часов, а цикл регенерации 4¸ 8 часов. Цикл охлаждения применяется только в тех случаях, если адсорбент не успевает охлаждаться самим газом, поступающим на осушку.

 

⇐ Предыдущая1234567Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. I . Порядок проведения контрольной проверки тормозов на станции
2. I. Отправление поезда с железнодорожной станции на перегон
3. VI. Регламент переговоров ДСП станции с машинистами поездов (ТЧМ) при приеме, отправлении и пропуске поездов по железнодорожной станции
4. VI. Регламент переговоров ДСП станции, машинистов (ТЧМ) и составителя поездов при маневровой работе
5. XVII. Автозаправочные станции
6. Атомные электрические станции
7. Водородные заправочные станции.
8. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции
9. Газораспределительные станции
10. Действия дежурного по станции (при диспетчерской централизации – диспетчера поездного)
11. Действия дежурного по станции, диспетчера поездного, локомотивной бригады при срабатывании устройств контроля схода железнодорожного подвижного состава
12. Деятельности дистанций пути и путевой машинной станции