Справочник работника газовой промышленности (стр. 11 )

Осушка и извлечение конденсата из газа, добываемого на газоконденсатных месторождениях, совмещаются в одном процессе - низкотемпературной сепарации (НТС). При охлаждении газа за счет дросселирования и применения установок искусственного холода или турбодетандеров одновременно выделяются углеводород и влага. Для борьбы с образующимися гидратами в поток сырого газа перед теплообменниками "газ-газ" впрыскивают метанол или гликоли. Точка росы по влаге определяется температурой и концентрацией гликоля на выходе теплообменника. Схема линии промысловой установки НТС производительностью 4 млн. м/сут с использованием установки искусственного холода изображена на рис. 3.13. Газ при температуре 40 °С и давлении 5,5 МПа поступает в трубное пространство теплообменников, в которых охлаждается обратным потоком газа до температуры -5°С. В результате изобарического охлаждения прямого потока тяжелые углеводороды отделяют от газа в сепараторах С-1 и С-2. В сепараторе первой ступени С-1 отделяются конденсат и влага, выделившиеся из газа от пласта до сепаратора. В сепараторе второй ступени С-2 отделяется смесь конденсат-гликоль. Далее газ поступает в трубное пространство испарителя, в котором в результате теплообмена между кипящим хладагентом и газом последний охлаждается до температуры -12 °С. Выделившаяся жидкость отводится из сепаратора С-3 на разделение, а очищенный и осушенный холодный газ, после теплообменников нагретый до температуры 30-35 °С, с давлением 5,3-5,4 МПа поступает в магистральный газопровод.

Рис. 3.13. Технологическая схема установки НТС с искусственным холодом:

С-1, С-2, С-3 - сепараторы; Т-1, Т-2 - теплообменники; И-1 - испаритель; ОЖ-1 - отделитель жидкости;

Т-5 - теплообменник утилизации холода конденсата; О - газ сырой; Ос - газ осушенный;

К-В - смесь конденсат - вода; К-Д - смесь конденсат - ДЭГ; Др - ДЭГ регенерированный;

Аг - аммиак газообразный; Аж - аммиак жидкий

Для вырабатывания холода на установках HTС применяют пропановый АТП-5-5/3 и аммиачный АТКА-545-4000-1 турбокомпрессоры.

Парообразный аммиак (рис. 3.14) из испарителей установки НТС с давлением 0,18 МПа и температурой от -23 до -18°С направляется на холодильную установку и в сухой отделитель жидкости ОЖ-2, после чего компримируется в компрессоре. Сжатый парообразный аммиак смешивается с потоком парообразного аммиака из промежуточной емкости ПСГ-250, после чего еще раз компримируется и подается в воздушный конденсатор. Сконденсировавшийся аммиак направляется в линейные ресиверы и далее через испарители на установку НТС.

Рис. 3.14. Технологическая схема холодильной установки:

ТК-1 - аммиачный турбокомпрессорный агрегат; ПС-1 - промежуточный сосуд; ОЖ-2, ОЖ-3 - отделители жидкости; ВКХ-1 - воздушный холодильник-конденсатор; ЭЛ - ресивер линейный; Аг - аммиак газообразный; Аж - аммиак жидкий

ГЛАВА 4

ТРАНСПОРТ ГАЗА

4.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ФОРМУЛЫ

Пропускная способность газопровода в сутки (в млн. м/сут)

,

где - годовая пропускная способность газопровода, млрд. м/год; - среднегодовой коэффициент использования пропускной способности газопровода, - коэффициент народнохозяйственного резерва; - относительный показатель надежности газопровода; - коэффициент регулирования неравномерности газопотребления.

Пропускная способность участка газопровода (при 0,1013 МПа и 20 °С)

,

где - внутренний диаметр газопровода, мм; и - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа; - коэффициент гидравлического сопротивления; - относительная плотность газа по воздуху; - средняя температура по длине газопровода, К; - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа; - длина участка газопровода.

Пропускную способность участка газопровода при разности отметок его более 200 м рассчитывают по формуле

где ; - отметка конечной точки расчетного участка относительно начальной, м; - метка -й точки трассы относительно начальной, м; - длина -гo участка, км.

Среднее давление газа на участке газопровода

.

Давление газа в произвольной точке участка газопровода

,

где - расстояние от начала до произвольной точки участка газопровода.

Число Рейнольдса определяют по формуле

,

где - линейная скорость потока газа, м/с; - плотность газа, кг/м; - диаметр газопровода, мм; - динамическая вязкость газа, Па·с; - кинематическая вязкость газа, м/с; - относительная плотность газа по воздуху; - пропускная способность газопровода, млн. м/сут.

Теоретический коэффициент гидравлического сопротивления , где 1,05 - поправочный коэффициент, учитывающий сопротивления линейных кранов и многониточных переходов; - коэффициент гидравлического сопротивления трубы при течении газа:

для ламинарного режима (Re < 2·10) = 64/Re;

для зоны гладкостенного режима (Re = 24·10)

= 0,067(158/Re)= 0,1844/Re:

для зоны смешанного или переходного режима (Re > 4·10)

= 0,067(158/Re+2)= 0,067(158/Re+)

- эквивалентная шероховатость, т. е. средняя высота линейных размеров выступов (для новых газопроводов = 0,03 мм); - относительная шероховатость, 1/мм; ;