Земенков Ю.Д. (ред.) Эксплуатация магистральных газопроводов - файл n1.doc

Земенков Ю.Д. (ред.) Эксплуатация магистральных газопроводов
скачать (7976.6 kb.)
Доступные файлы (12):
n1.doc7951kb.30.12.2007 11:43скачать
n2.doc728kb.01.03.2004 14:56скачать
n3.doc2218kb.01.03.2004 14:56скачать
n4.doc1149kb.01.03.2004 14:56скачать
n5.doc772kb.01.03.2004 14:56скачать
n6.doc2063kb.31.12.2010 00:34скачать
n7.doc1068kb.01.03.2004 14:56скачать
n8.doc368kb.01.03.2004 14:56скачать
n9.docскачать
n10.doc1483kb.31.12.2010 00:39скачать
n11.doc106kb.01.03.2004 14:56скачать
n12.doc50kb.01.03.2004 14:56скачать

n1.doc

1   2   3   4

Рис. 3.1. Схемы газосборных сетей:

а – кольцевая; б – лучевая; в – групповая; г – линейная



Линейная система труб сбора газа получила меньшее распространение. Она рассчитана, также как и замкнутая система, на обслуживание всего месторождения и поэтому ей свойственны те же недостатки.

Системы труб для сбора газа в зависимости от условий его сепарации бывают высокого, среднего и низкого давлений. Выбор той или иной технологической схемы и давлений в них осуществляют на основе сопоставления технико-экономических показателей.

Для правильного выбора схемы систем сбора и обустройства месторождения необходимо знать:

При составлении схемы подготовки газа к транспорту учитывают также наличие поблизости месторождения действующих УКПГ, дожимных компрессорных станций (ДКС), газоперерабатывающих заводов и установок и степень загрузки их мощностей, характеристику выпускаемого промышленностью оборудования, возможность обеспечения объектов водой, теплом, химическими реагентами и т.д.

Проектирование технологических схем сбора продукции скважин включает в себя в первую очередь определение производительности и диаметра указанных газопроводов, гидравлический расчет и мероприятия по предупреждению гидратообразования и коррозии.
3.2. 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:


3.3. Подготовка природного газа
3.3.1. 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.
3.3.2. 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

1115

197,5

-

диэтиленгликоль ДЭГ

106,12

1117

245,0

164

триэтиленгликоль ТЭГ

150,17

1125

287,0

206


Преимущество ДЭГа перед ТЭГом – меньшая склонность к ценообразованию при содержании в газе углеводородного конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды.
1   2   3   4


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации