Требования отраслевых стандартов к качеству газа и конденсата. Продукция газовой промышленности презентация

потребителю, а также на переработку.
2. Газообразные чистые углероды (метан и этан) и инертные газы(прежде всего, гелий), а также газовые смеси заданного состава для специальных целей.
3. Жидкие смеси углеводородов (пропан, бутан, и их смеси); широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ); стабильный и нестабильный углеводородные конденсаты, газовые бензины и продукты их переработки.
4. Твердые продукты газопереработки: сажа, технический углерод.

Продукция газовой промышленности

089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия»)

на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах, определяются по ГОСТ Р 54389-2011( т.к. ОСТ 51.65—80 утратил силу д-вия в 2011) «Конденсат газовый стабильный».
Для конденсата в ОСТ установлены следующие показатели:

-         давление насыщенных паров с 1 апреля по 30 сентября — не более 66 661 Па, с 1 октября по 31 марта — не более 93 325 Па;

-         массовая доля воды — не более 0,1 %;

-         массовая доля механи­ческих примесей—не более 0,005%;

-         содержание хлористых солей — не более 10 мг/л;

-         массовая доля общей серы не норми­руется (определение по требованию потребителя);

-         плотность при 20 °С не нормируется, определение обязательно.
В настоящее время определяется плотность конденсата при 150С

классификация систем сбора газа

диффузионные процессы.

Массопередача – это сложный процесс, включающий в себя перенос вещества (массы) в пределах одной фазы, перенос вещества через границу раздела фаз и его перенос в гранах другой фазы.
Массоотдача – это перенос вещества из фазы к границе раздела фаз или в обратно, т.е. в пределах одной из фаз.

Основы понятия массобменных процессов

как минимум две фазы: жидкая и паровая (сепарация), жидкая и газовая (абсорбция) и твердая и жидкая (адсорбция).
Переход вещества из одной фазы в другую осуществляется за счет диффузии.
Движущей силой массобменных процессов является разность или градиент концентраций между фактической концентрацией компонента в данной фазе и равновесной с другой фазой.
Перенос вещества происходит через границу раздела фаз.
Диффузионные процессы обратимы, их направление определяется законами фазового равновесия, фактическими концентрациями компонентов в обоих фазах и термобарическими условиями.
Переход вещества из одной фазы в другую заканчивается при достижении фазового равновесия.

которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры.
Парциальный объем компонента смеси vi- объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.

;
относительная плотность -•ρ - плотность, отнесённая к плотности воздуха ρв при тех же значениях давления и температуры;
концентрации компонент - массовые gi=Gi /G;
молярные yi=mi /m; объёмные xi=vi /v

Определение средних параметров через парциальные

давление р=pi /xi ; объём v=vi /xi;
молекулярная масса M=∑ (xi Мi)/100=100/∑ (gi /Mi) ;
плотность ρ=100/∑ (gi /ρi)=100M/∑ (xi Mi)/ρi =∑ (xiρi).
(плотности воздуха: ρ0= 1,293кг/м3, ρ20= 1,205кг/м3); концентрации связаны между собой соотношениями gi=xi Mi /M; yi=xi.

котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу.
Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.
Критической Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость.
Критическое давление ркр, - зто давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре.
Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических значениях давления и температуры.

смеси

Приведённые параметры

Приведенным давлением рпр называется отношение давления газа р к его критическому давлению ркр : pпр=p/ pкр.
Приведенной температурой Тпр называется отношение абсо-лютной температуры газа Т к его критическому значению Ткр: Тпр=Т/Ткр.

описываю-щими поведение вещества.

Совершенный газ - это газ, в котором можно пренебречь объёмом молекул и взаимодействием их между собой.

Уравнение состояние совершенного газа р=ρ R T
(до 10 МПА)

Обобщенное уравнение состояния р=z ρR T

Многопараметрические зависимости p=f(a1,…, an, v, T)

приведенных значений давления рпр, температуры Тпр и для тяжелых углеводородов С5+ - ацентрического фактора ω.
Ацентрический фактор - учитывает нецентричность сил притяжения

Формула Эмистера:ω = 3/7[ lg(pкр /pст)/(Tкр /Tкип-1)]-1

Формула Гуревича (до С7, включительно):

Для смесей газов ω=∑ (yiωi), 0< ωi < 0,4

5+<10моль%.
Погрешность формулы: меньше 1% при p< 25МПа;
3% при p= 25- 35МПа и 5% - от 35 до 40МПа.

применением диэтиленгликоля (ДЭГа) или триэтиленгликоля (ТЭГа)

адсорбционная осушка газа с использованием силикагеля

Абсорбция - избирательное поглощение паров и газов жидкими поглотителями – абсорбентами.
При контактировании влажного газа с абсорбентом абсорбция (поглощение водяного пара из газа) протекает до тех пор, пока парциальное давление водяного пара в газе не сравняется с давлением водяного пара, растворенного в абсорбенте, т.е. до наступления равновесного состояния.

и концентрация осушителя в регенерированном растворе.

ВЫБОР РЕЖИМА РАБОТЫ УСТАНОВОК ОСУШКИ ГАЗА

Вторичные факторы - степень насыщения абсорбента, эффективность работы оборудования, наличие в газе загрязняющих примесей (пыли, мех.примесей, минеральных солей и т.д. )

для осушки газа до точки росы -20°С

Зависимость оптимальной температу­ры контакта от концент­рации раствора гликоля: 1 - ТЭГ; 2 - ДЭГ

— сепаратор; А-1 — абсорбер; Р-1 — колонна регенерации; Ф-1 — фильтр; Т-1 — тепло­обменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 —холодильник; И-1 — подогреватель;Е-1, Е-2, Е-3 — емкости; Н-1, Н-2, Н-3 – насосы.

А-1 — многофункциональный аппарат; Р-1 — колонна регенерации; Т-1 — теплообменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 -холодильник; И-1 - испаритель; Е-1, Е-2, Е-3 - емкости; Н-1, Н-2, Н-3 –насосы

вещество, на поверхности или в объеме пор которого происходит концентрирование поглощаемого вещества.
В промышленности, как правило, используют твердые сорбенты с сильно развитой внутренней поверхностью, включающей поры различного размера, которая достигается путем создания специальных условий в процессе его синтеза или в результате дополнительной обработки.

Применительно к процессам подготовки природного газа к дальнему транспорту адсорбционный метод разделения основан на избирательном поглощении из него водяного пара, как компонента газовой смеси (или углеводородов).
Применяемые при этом адсорбенты обладают способностью при одних условиях извлекать из газа влагу и углеводороды, а при других - отдавать поглощенные компоненты, что позволяет осуществлять их регенерацию с восстановлением поглощающих свойств.

Медвежье: 1 -сепаратор; 2- адсорбер; 3-компрессор; 4-печь огневого подогрева; 5-АВО газа регенерации; 6 -сепаратор газа регенерации

следует отметить следующие положительные моменты:

-срок службы силикагеля при соблюдении технологии его применения достигает 4-5 лет вместо двух по проекту и ограничивается износом гранул;

-влагоемкость адсорбента в конце этого срока, равная по проекту 6 и 8 % (массовая доля), также оказалась в 2-3 раза выше при достаточно низкой точке росы осушенного газа;

-адсорбционная емкость силикагеля к концу срока службы также превышает проектную при глубине осушки газа ниже минус 30 °С;

-кроме воды на этих установках из газа также извлекаются тяжелые углеводороды, температура кипения которых превышает температуру регенерации силикагеля;

-в присутствии паров высококипящих углеводородов природный газ осушается до точки росы минус 32 - минус 52 °С.

концентрирование поглощаемого вещества.

Достаточная поглотительная способность

Обеспечение низкого остаточного содержания влаги в газе

полнота и простота регенерации

Свойства адсорбентов-осушителей

Стабильность упомянутых показателей при многоцикловой работе

механическая прочность (не разрушаться под действием массы собственного тела)

прочность от истираемости (не измельчаться от движения газа в слое адсорбента)

При контактировании с газом он постепенно насыщается. Полное насыщение адсорбента
в статических условиях соответствует его равновесной активности и является
предельным значением его поглотительной емкости

Основные виды промышленных адсорбентов

силикагели

синтетические цеолиты

окись алюминия

энергозатраты ,чем при регенерации др. промышленных минеральных сорбентов (окись алюминия, цеолиты);
2) низкая себестоимость при крупнотоннажных производствах.

Адсорбированные у/в ,начиная с бутанов ,легко сорбируются СГ, но их частично вытесняет вода. Легкие у/в (до С4)полностью выделяются при регенерации СГ и не влияют на его адсорбционную способность в последующих циклах. Десорбция влаги из СГ заканчивается к 150-160 0С, но присутсвие тяжелых у/в требует более высокой температуры нагрева слоя сорбента.
Тяжелые у/в С5 и выше более прочно удерживаются СГ и при регенерации удаляются неполностью. Нужно отметить, что нагрев СГ выше 220 0С ведет к деструктивным изменениям поверхности СГ, что снижает его адсорбционную емкость, а при нагреве выше 250 0С активность СГ резко падает.

Неполная десорбция тяжелых у/в, постепенное измельчение гранул СГ и др. неблагоприятные факторы приводят к постоянному снижению адсорбционной активности сорбента.
В нач. период загрузки он имеет высокую активность -15-20 % масс. ,т.е. адсорберы можно эксплуатировать в более длительном цикле, если ставится задача извлечения только воды и газа. При этом поглощаемая вода постепенно вытесняет из слоя другие сорбированные компоненты ,например метанол и у/в, облегчая условия последующей регенерации СГ.

на практике называют установками низкотемпературной сепарации (НТС).

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема установки НТС:
1- входной сепаратор, 2,5-кожухотрубчатый теплообменник, 3-дросель.
4- низкотемпературный сепаратор, 6-емкость для сбора конденсата

обеспечивающей его транспортирование в однофазном состоянии, либо с целью увеличения выхода С3-С4 фр-ции.

Основное количество тяжелых у/в (C5+) переходит в ж.фазу на I ступени сеп. На последующих – С2 и С3-С4 фракции. Причем чем ↓ изотерма процесса, тем больше степень конденсации этих комп-тов. Но со снижением температуры из-за конденсации легких у/в ↓ избирательность процесса (отношение кол-ва молей извлекаемого компонента).
Экономическая целесообразность снижения температуры сепарации должна определяться с учетом того, что наряду с С3-С4 фр. повышается также степень конденсации легких компонентов.

Р на головном участке магистрального газопровода. Р на I ступени - с учетом устьевых пар-ров, состава газа и наличия оборуд-я.

Р оказывает существенное влияние на распределение компонентов газа по фазам. От значения Р на ступенях конденсации установок НТС в значительной степени зависит эффективность работы ГТС. Это связано с влиянием давления как на фактическую точку росы по воде и у/в, так и на показатели работы ДКС.

В наст. Время на выходе из УКПГ Р газа поддерживается на уровне 7,5 МПа, что значит. выше его оптимального значения, обеспечивающего глубокое извлечение из газа С3,С4 и С5+. Поддержание на II ступени конденсации Р= 7 ,5 МПа обусловлено режимом работы МГ, который проектируется на такое рабочее Р. (При Р ниже 7 ,5МПа требовалось бы включения в схему установок дожимного компрессора с первого года эксплуатации ГКМ.)

С ↑ Р степень извлечения тяжелых компонентов ↓. В то же время общее кол-во у/в, перешедших в ж. ф. при сепарации, ↑, что связано с ↑ конденсации СН4 и С2Н6. Пропорционально ↑ объем газов низкого давления на УСК, что способствует повышению эксплуатационных расходов на УСК .

ГКМ осуществляются двух- и трехступенчатые схемы сепарации.

Многоступенчатые схемы сепарации применяются также в схемах глубокого извлеченияиз газов пропана и этана процессом НТК. При этом зачастую там, где достаточно использовать двухступенчатый процесс, необоснованно применяют трехступенчатый.

На практике проводится сравнительная оценка одно-, двух- И трехступ. Далее расчет и выбор.

понижение его температуры за счет понижения давления, т.е. изоэнтальпийного расширения газа. ( Самый простой способ получения холода на УКПГ).
Этот процесс осуществляется с применением дроссельных устройств.

«+» таких схем – их меньшая металлоемкость и высокая надежность в работе. Однако эта технология возможна при наличии большого запаса пластововой энергии, что наблюдается при больших глубинах залегания газоносных пластов. Следует учитывать, что давление газа в трубопроводах газотранспортных систем, согласно отраслевого стандарта Газпрома составляет 75 кгс/см2.

Изменение температуры газа при его дросселировании на 1 кгс/см2 называется дроссель-эффектом или коэффициентом Джоуля - Томсона.

Различают два вида дроссель-эффекта: дифференциальный и интегральный.

Дифференциальный дроссель-эффект показывает снижение температуры газа при бесконечно малом изменении его давления.
На практике используют интегральный дроссель-эффект – изменение давления на значительную величину. Значение его можно определить по уравнению

Di = (T1 - T2)/( Р1 – Р2), (1)
где P1 и P2 - давление газа до и после дросселирования, МПа;
T1 и T2 - температура газа в тех же условиях, °С..

С-2, С-4 — сепараторы; Т-1, Т-2, Т-3 — теплообменники; Р-1, Р-2 — разделители

степенью расширения εr степенью сжатия εк, перепадом давления, коэффициентом полезного действия и т.д.

Степени расширения турбодетандера и сжатия компрессора соответственно определяются из следующих соотношений:



где р1 ; И Р2 - давление газа до и после турбодетандера; р3 , и p4 - давление газа до и после компрессора
Общий перепад давления в турбодетандерной системе:
Р=р1-р2-р4+р3
Эффективность ТДА, как охлаждающего устройства, м/б оценена холодильным коэффициентом полезного действия:


где Т5 - теоретическая температура газа при его изоэнтропийном расширении; Т2 - фактическая температура газа.

Снижение температуры газа в турбодетандерном агрегате при постоянном перепаде давления зависит от давления и температуры газа на входе в ТДА, состава газа, конструкции аппарата и т.д. Установки охлаждения с внутренним циклом, в котором холод получают в результате расширения газа, близкого к изоэнтропийному, носят название турбохолодильных установок (ТХУ).

схемы и отличаются низкой энерго- и металлоемкостью. Низкая четкость разделения фаз - недостаток сепарационного оборудования, а не процессов НТС. => при выборе режима установок НТС следует руководствоваться общими рекомендациями.

При выборе размеров оборудования необходимо бороться с капельным уносом, в первую очередь за счет уменьшения скорости газа; снижение уноса гликоля и конденсата соответственно всего на 1 и 10 г /100 м 3 оправдывает установление сепаратора с двукратной площадью свободного сечения.

2. Размер капель, осаждаемых в сепараторах с циклонными коагуляторами, обратно пропорционален корню квадратному из скорости газа. Для улавливания частиц любых размеров скорость газа д/ б тем больше, чем меньше плотность жидкости. Чем больше плотность газа, тем труднее отделить от него капли жидкости или мех/ примеси. Поэтому такие сепараторы лучше всего ставить на конечную ступень сепарации установок НТС.

3 На практике точка росы газа на несколько градусов выше, чем температура сепарации. ( сепараторы не обеспечивают полное отделение ж. фазы от газа, всегда происходит унос капель жидкости, особенно у/в.)
Установление фильтра на линии товарного газа для улавливания капельной жидкости также обеспечивает качество транспортируемого газа. => при выборе параметров обработки газа необходимо тщательно учитывать указанные факторы.

установке зависит от числа ступеней сепарации: чем меньше число ступеней сепарации, тем больше выход жидкой фазы. Для имитации уменьшения числа ступеней сепарации следует конденсаты первых ступеней подавать в поток газа последующих ступеней сепарации.

5. При использовании турбодетандеровТДА в схемах установок НТС давление в конечной ступени сепарации следует поддерживать 5,5-6,5 МПа с тем, чтобы увеличить выход С3, С4 и С5+ и в. Дальнейшее дожатие газа с помощью компрессора ТДА позволяет подавать газ в магистральный ГП при давлении, соответствующем давлению на его головном участке

6. В начальный период эксплуатации газоконденсатных месторождений основное количество углеводородов С5+и в выделяется на I ступени сепарации. Чрезмерное↓ Т на конечной ступени сепарации приводит к ↑ степени конденсации легких компонентов, что в конечном счете увеличивает количество низконапорных газов, получаемых на установке стабилизации конденсата.

7. Теплообменники и сепараторы выбирают с учетом того, что по мере падения пластового давления происходит облегчение добываемого сырья, в первую очередь его фракции С5+в. Чем ↓ плотность жидкой фазы, тем труднее добиться четкого разделения фаз.
Подача конденсата в поток газа перед сепаратором конечной ступени увеличивает плотность жидкой фазы и способствует ↑ степени сепарации.