Усовершенствование технологического процесса подготовки газа на Павловской газокомпрессорной станции - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Усовершенствование технологического процесса подготовки газа на Павловской газокомпрессорной станции

Применяемая на месторождении система сбора попутного (нефтяного) газа, техническая оснащенность и характеристика компрессора 7ВКГ50/7. Требования, предъявляемые к качеству газа, методика его очистки. Общая характеристика промысловых газопроводов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


В современной России важнейшей частью реального сектора экономики является топливно-экономический комплекс (ТЭК).
Обладая мощным производственным и ресурсным потенциалом, он обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, консолидацию субъектов Российской Федерации, вносит решающий вклад в формирование основных финансово-экономических показателей страны.
Для того чтобы в полной мере использовать огромный ресурсный, производственный и кадровый потенциал топливно-энергетического комплекса, обеспечить энергетическую безопасность России в условиях перехода страны к рыночной экономике, заложить основы стабильного долгосрочного энергообеспечения общества и энергетической независимости государства, стране нужна долгосрочная, научно обоснованная энергетическая политика. Ее формирование - одно из важнейших направлений работы Министерства топлива и энергетики России. В рамках этого направления можно выделить два основных этапа:
1992 г. - правительство Российской Федерации одобрило основные положения Концепции энергетической политики в новых экономических условиях;
1995 г. - в мае Указом Президента России (№ 472 от 07.05.95 г.) утверждены "Основные направления энергетической политики Российской Федерации на период до 2010 года", а постановлением Правительства (№ 1006 от 13.10.95 г.) одобрены основные положения Энергетической стратегии России.
Этими документами были определены основные направления энергетической политики и структурной перестройки ТЭК на перспективу, цели, приоритеты и механизмы их реализации.
В 1996-1999 гг. Минтопэнерго России совместно с акционерными обществами и компаниями ТЭК была проведена большая работа по реализации целей и задач Энергетической стратегии. В частности за истекший период, в той или иной степени был достигнут ряд важных результатов, а именно:
функционирование ТЭК обеспечило в целом потребности страны в топливе и энергии наиболее целесообразными путями;
осуществлено реформирование производственных структур топливно-энергетического комплекса с адаптацией их к рыночным методам хозяйствования, проведены акционирование и частичная приватизация предприятий;
идет реструктуризация угольной промышленности;
развернута работа по регулированию естественных монополий в энергетическом секторе;
началось формирование федерального конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности; проведены мероприятия по стимулированию конкуренции в газовой промышленности;
доля природного газа как экономически и экологически наиболее эффективного энергоносителя, возросла в общем потреблении энергоресурсов России соответственно с 38% в 1990 г. до 50% в 1999 г.;
преодолен спад добычи нефти, которая стабилизирована на уровне 300 - 305 млн. тонн/год;
разработан ряд важных правовых и законодательных актов, регулирующих взаимоотношения в обществе, в топливно-энергетической сфере; в числе прочих приняты такие важные законы, как "Об энергоснабжении", "О соглашениях, о разделе продукции", "О государственном регулировании в области добычи и использования добычи и использовании угля…", "Об участках недр, право пользования, которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции", "О газоснабжении" и др.
Как и предполагалось, ТЭК не только остался "ядром стабильности" экономики России, но и смог мощно поддерживать и стимулировать развитие других отраслей, сдерживая общий спад производства.
Проанализировав ситуацию в нефтегазовой отрасли промышленности России, разработчики "Энергетической стратегии" пришли к выводу, что нефтегазовый комплекс России вышел на новый этап своего развития, требующий серьезных перемен в самом комплексе и в системе государственного регулирования его деятельности, учитывающих изменения, произошедших во внешней среде его функционирования - в национальной и мировой экономике.
Общие проблемы нефтяной отрасли комплекса известны - это ухудшение сырьевой базы, медленные темпы ввода в разработку трудно извлекаемых запасов, невыполнение объемов эксплуатационного бурения, сокращение отборов жидкости и объемов закачки воды для ППД, рост в суммарном выражении фонда бездействующих и законсервированных скважин, старение производственных мощностей, сокращение профилактического и капитального ремонта скважин и магистральных трубопроводов, нефтепромыслового и бурового оборудования.
Положение в области разработки нефтяных и газовых месторождений остается сложным. Продолжает ухудшаться качественная структура запасов углеводородов. Запасы высокопродуктивных месторождений в значительной степени выработаны.
Для реализации задач необходимы нормальные условия для стабильного развития отрасли, при которых интересы государства не противоречат интересам нефтяных и газовых компаний.
Необходимо продумать систему стимулов путем предоставления налоговых и иных льгот для привлечения инвестиций в приоритетные стратегические направления, к которым в нефтегазовом комплексе относятся, прежде всего, поисково-разведочные работы, с получением реальных результатов по приращению сырьевой базы и стимулирование разработки нефтегазовых месторождений со сложными горно-геологическими условиями.
В административном отношении Павловское месторождение расположено на территории Чернушкинского района Пермской области в 230 км к юго-востоку от областного центра, в 15 км к востоку от г. Чернушка.
К крупным населенным пунктам в описываемом районе следует отнести деревни Павловка, Трун, Дмитровка, Аша. В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Сельскохозяйственные угодья занимают более 50% всей площади района. А так же развита нефтяная промышленность.
В орографическом отношении изучаемый район представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную оврагами и речками с крутыми склонами. Наиболее высокие отметки рельефа приурочены к верховьям реки Танып и равны 231.4м. Склоны долин рек, оврагов часто залесены и заболочены и заняты пойменными лугами. Лес занимает до 30% всей площади района. Климат района континентальный, умеренный, с морозными зимами и продолжительными весенне-осенними периодами распутицы. Зимой наблюдаются постоянно действующие ветры, часты метели.
Сообщение с областным центром - городом Пермь возможно автотранспортом по шоссе Чернушка - Крылово - Югокамск - Пермь, по железной дороге, воздушным и водным путем. Последнее осуществляется через порт Чайковский. Расстояние от Чернушки до Перми по железной дороге через станцию Агрыз составляет 614 км, через г. Екатеринбург - 768 км, по шоссе Чернушка - Пермь - 228 км. Внутри района развита сеть проселочных и грунтовых дорог.
Попутный (нефтяной) газ, на Павловскую газокомпрессорную станцию (ГКС) поступает с дожимных насосных станций (ДНС). На ДНС попутный газ проходит первую ступень сепарации, где отделяется от жидких фракций.
Протяжённость газопроводов от ДНС до газокомпрессорной станции:
ДНС№1- ГКС-5км. ДНС№2-ГКС-0,5км. ДНС№3-ГКС-1,8км.
ДНС№4-ГКС-7км. ДНС№5-ГКС-6км. ДНС№6-ГКС-6,8км.
Со всех ДНС попутный газ собирается в общий коллектор и по одному трубопроводу диаметром 300мм. поступает на газокомпрессорную станцию, в приёмный коллектор, а затем в приёмный сепаратор.
Из приёмного сепаратора газ поступает в приёмный коллектор компрес-сорных установок 7ВКГ50/7, где происходит его компремирование, а затем подача газа потребителям через трубопроводы.
Павловская газокомпрессорная станция (ГКС), представляет собой комплекс сооружений, предназначенных для приёма, компремирования, охлаждения и подачи потребителям нефтяного и природного газа с Павловского месторождения.
В комплекс Павловской ГКС входят следующие сооружения:
Компрессорные установки 7ВКГ50/7 производства Казанского компрессорного завода. Компрессора смонтированы на площадке под навесом полуоткрытого типа из железобетонных и металических конструкций с подвесной кранбалкой грузоподъёмностью 3т.
Индекс компрессорных установок 7ВКГ50/7:
50 - производительность по условиям всасывания
Компрессорный агрегат состоит из следующих узлов:
- корпус компрессора который состоит из:
- асинхронного трёхфазного электродвигателя;
- муфты для передачи крутящегося момента от электродвигателя к компрессору;
Основной принцип работы компрессора заключается в следующем:
В процессе сжатия в полость вращающихся роторов поступает нефтяной газ с приёма, одновременно во впадины ведомого ротора (винта) впрыскивается масло, для охлаждения компрессора, уплотнения зазоров и смазки. Образующаяся газо-маслянная смесь из компрессора поступает в разделительную газо-маслянную ёмкость Е-2, где происходит разделение фаз. После чего охлаждённый газ направляется потребителям, а масло возвращается в компрессор.
В качестве масла используется, компрессорное масло КП-8С с повышенной стабильностью, ТУ 381011296-90. Расход масла составляет 160-200 литров в минуту. Масло компрессорное КП-8С повышенной стабильностью, ТУ381011296-90.
Таблица 1 Физ ико-химические показатели масла
Вязкость кинематическая, при 40 0 С, мм 2 /сек
Температура застывания, 0 С, не выше
б/кислотное число окисленного масла мг. КОН на 1г. масла, не более
Таблица 2 Техническая характеристика компрессора 7ВКГ50/7
Мощность потребляемая компрессором кВт.
Средний ресурс между ремонтами (час)
Средний ресурс до капитального ремонта (час)
Площадка технологической аппаратуры, включающая:
Газовая система - она состоит из приёмного сепаратора, газового фильтра, впускного клапана, масло-разделительной ёмкости, газовых холодильников, газопроводов с запорной арматурой.
Приёмный сепаратор представляет собой, цилиндрический вертикальный сосуд с элиптическими днищами. Внутри сепаратора размещены: перегородки, змеевик для подвода горячего газа, для подогрева от замерзания жидких фракций, поплавок с уровнемером, показывающий уровень жидкости в сепараторе. Так же сепаратор оборудован предохранительным клапаном, манометром, насосами НШ для откачки жидкости. В приёмном сепараторе происходит очистка газа от капельной жидкости, поступающей вместе с нефтяным газом.
Приёмный сепаратор на ГКС, является второй ступенью очистки газа от жидкости после ДНС.
Газовый фильтр - выполнен в виде стального цилиндра. В цилиндр вставлен перфорированный барабан, обтянутый снаружи латунной сеткой с ячейкой 0,5х0,5мм. Для очистки сетки, фильтрующий узел демонтируется без разборки трубопровода.
Предохранительные клапана - служат для предохранения трубопроводов от разрыва, при давлении более рабочего.
Служит для размещения необходимого запаса масла, его охлаждения, очистки и подачи в компрессор, с целью образования газо-масляной смеси и смазки трущихся деталей, а так же для отделения масла от газа. В состав системы входят: ёмкость чистого масла, масло перекачивающий насос, масло-разделительная ёмкость, масляные холодильники, фильтр грубой очистки масла и фильтр тонкой очистки масла, отсечной клапан.
Масло-разделительная ёмкость предназначена для отделения газа от масла.
В разделительную газо-масляную ёмкость поступает газо-масляная смесь из компрессора, с температурой от +70до100 0 С.
В разделительной газо-масляной ёмкости происходит разделение масла от газа, отделившийся газ через верхний патрубок поступает на газовые холодильники и затем направляется в газопровод (потребителю).
Масло подаётся в масляные холодильники, затем проходит фильтр грубой очистки и фильтр тонкой очистки и снова поступает на компрессор.
Фильтр грубой очистки масла служит для очистки всего масла подающегося на компрессор. Состоит из корпуса, в который вставлены 8 пластинчатых фильтрующих элементов, которые работают параллельно. Пропускная способность фильтра 400 л/мин. Фильтр тонкой очистки масла служит для очистки масла подающегося на подшипники. Состоит из двух пакетов, с пропускной способностью 64 л/мин.
Масляные холодильники, служат для охлаждения масла подаваемого в компрессор. Масло циркулирует по обребрённым медным трубкам и охлаждается воздухом. Поток воздуха через холодильники обеспечивает вентилятор, который приводится во вращение эл.двигателем. Трубная батарея, изготовлена с вертикальным расположением трубок. В каждую трубку вставлен ленточный турболизатор, позволяющий повысить эффективность охлаждения масла.
Местный пульт управления - состоит из двух частей: щита датчиков и щита контроля и управления. В щите датчиков расположены датчики аварийной сигнализации и клемные блоки. На щите контроля и управления, размещены приборы и кнопки управления. Размещены приборы:
Управление компрессором (вкл./выкл).
Дистанционный щит управления состоит: на лицевой панели расположены сигнальные лампы аварийной защиты и контроля работы компрессора, кнопки управления, автомат включения щита, приборы, звонок ревун.
Термометр масла подаваемого в компрессор.
Пуск и остановка эл. двигателя компрессора.
Выключатель снятия аварийного сигнала и звонка.
Давление газа на приёме выше или ниже нормы.
Высокий уровень жидкости в приёмном сепараторе.
Эксплуатация газокомпрессорных станций
Подготовка к работе (произвести наружный осмотр установки, убрать посторонние предметы):
Убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов и автоматики.
Провернуть вручную ротора компрессора.
Кратковременным включением проверить работу АВМ и АВГ.
Привести запорную арматуру в рабочее положение.
Провернуть ротора компрессора вручную на 3-5 оборотов по часовой стрелке за полумуфту электродвигателя.
Нажать кнопку «пуск», на щите должна гореть лампа компрессор работает.
При достижении давления 2-3кгс/см 2 открывается автоматически отсечной клапан и в компрессор подаётся масло.
Проверить показания приборов и работу компрессора.
Во время работы компрессора показания приборов должны быть следующими:
Давление на нагнетании 2-6 кгс/см 2
Температура газомаслянной смеси 70-100 0 С.
Давление газа на всасывании от 0,05 до 0,2 атм.
Температура масла в коллекторе 40-60 0 С.
Температура подшипников электродвигателя 70-80 0 С.
Температура масла на подводе к компрессору должна быть 5-60 0 С, если температура поднимается выше, то должен автоматически включиться автоматический вентилятор масла (АВМ).
Закрыть задвижку на подаче масла, открыть вентиль на сливе масла в дренажную ёмкость.
Закрыть задвижку на выкиде компрессора.
В случае срабатывания аварийной сигнализации, вначале нужно убедиться в причине остановки, а после этого снять параметры. В случае повторного пуска компрессора, разрешается повторный пуск 2 раза из горячего, и один раз из холодного.
2 . Технологический процесс газо компре с сорной станции
На газокомпрессорную станцию поступает нефтяной газ 1 и 2 ступени сепарации Павловского месторождения:
с двух сепарационных установок - первая ступень сепарации;
После смешивания газ с давлением 0,05-0,02 кгс/см 2 и температурой 5-15 0 С, подаётся в приёмный сепаратор, Е-1, где происходит улавливание капель нефти, влаги, мехпримесей и конденсата. Давление в сепараторе Е-1 контролируется манометром. Для улучшения отделения нефти и конденсата от газа, сепаратор Е-1 дополнительно оборудуется специальной решёткой, на которую насыпаются кольца Рашига. Нефть, влага и конденсат из ёмкости Е-1 периодически откачиваются насосом НШ-40/4 на сепарационную установку Павловского месторождения.
Для защиты компрессоров от повышения давления на всасывающем коллекторе установлен предохранительный клапан СППК-4Р.
Из сепаратора Е-1 нефтяной газ поступает на приём компрессоров 7ВКГ50/7 выпускаемых Казанским компрессорным заводом в комплекте с электродвигателем ВАО-450. Одновременно с газом в рабочую полость компрессора впрыскивается охлаждённое компрессорное масло КП-8С для смазки, уплотнения зазоров и охлаждения компрессора.
После компремирования газ, содержащий в своём составе масло, поступившее на смазку и охлаждение компрессоров, (газо-масляная смесь) при давлении 2-4 кгс/см 2 и температуре 70-100 0 С, поступает в разделительную ёмкость Е-2, где происходит отделение компрессорного масла от газа, давление контролируется манометром. Для улучшения отделения масла от газа, разделительная ёмкость Е-2 дополнительно оборудуется специальной решёткой, на которую насыпаются кольца Рашига. После разделения газ, с давлением 2-4 кгс/см 2 и температурой от +70 до +100 0 С, поступает в аппараты воздушного охлаждения типа АВГ №1,2 где охлаждается до температуры 5- 30 0 С.
Компрессорное масло после разделения в ёмкости Е-2 с температурой +60+90 0 С поступает в аппараты воздушного охлаждения типа АВМ № 1, 2 где охлаждается до температуры +5+60 0 С. Температура масла контролируется электроконтактным термометром. Охлаждённое масло поступает обратно на компрессор. Технологической схемой предусмотрен частичный слив масла с компрессоров в промежуточную ёмкость Е-3. В случае необходимости масляная система пополняется маслом из ёмкости Е-3 насосом НД-1600/10.
Охлаждённый газ с температурой не более 30 0 С и давлением 2-4 кгс/см 2 направляется в газопровод «Чернушка-Пермь».
Для обеспечения безопасной эксплуатации компрессорной станции на нагнетательном газопроводе компрессора, на ёмкости Е-2 и газовом сепараторе предусмотрена установка предохранительных клапанов.
Технологической схемой газокомпрессорной станции предусматривается возможность сброса газа на факел при аварийной остановке.
Таблица 3 Сигнализации и блокировки
Контроль за загазованностью помещения компрессорного цеха
1. Общие сведения по характеристике компрессора:
2. ВКГ - винтовой компрессор газовый;
3. 50 - производительность по условиям всасывания (м 3 /мин);
4. 7 - давление газа на нагнетании.
2. Компрессорный агрегат состоит из следующих узлов:
· асинхронного трёхфазного электродвигателя ВАО-450В, мощностью 400кВт;
· рамы, на которой смонтирована установка;
· втулочно-пальцевой муфты для передачи крутящего момента от электродвигателя к компрессору;
· дистанционных щитов управления компрессорами;
3. Основной принцип работы заключается в следующем:
В процессе сжатия в полость вращающихся роторов поступает газ с приёма и во впадины ведомого ротора (винта), впрыскивается масло, которое служит для уплотнения зазоров, смазки и охлаждения компрессора. Образующая газо-масленная смесь из компрессора попадает в общую систему её сбора - ёмкость Е-2, где происходит разделение фаз (масло, газ). Из ёмкости Е-2 газ поступает для охлаждения в АВГ №1,2 а затем направляется потребителям. Масло из ёмкости Е-2 поступает на холодильники масла АВМ №1, 2 а затем возвращается обратно в компрессора.
4. Рабочим агентом компрессора является попутный нефтяной газ. Попадания жидких фракций нефти, воды, газоконденсата, бензина на приём компрессоров не допускается, содержание механических примесей в газе не должно превышать 20мг/м 3 , а размеры частиц не более 40 микрон.
5. В качестве масла используется масло КП-8. Расход масла на смазку и охлаждение компрессора 200л/мин.
6. Ресурс работы компрессоров до капитального ремонта 50000часов. Полный технический ресурс 150000часов. Общий срок службы 17 лет. Моторесурс компрессоров зависит от условий эксплуатации, качества смазки и других факторов.
7. Работа компрессора и электродвигателя рассчитана при температуре окружающей среды плюс, минус 40 0 С.
Запуск компрессора возможен в двух вариантах:
- При работающем одном компрессоре или нескольких компрессорах.
При пуске второго компрессора при работающем компрессоре пр о извести следующие операции:
- Подготовить компрессор к пуску в объёме работ раздела А.
- Открыть задвижки на приёме и выкиде запускаемого компрессора.
- Запустить компрессор с местного щита управления.
- Давление на всасывании компрессора регулировать с помощью задвижек приёме компрессора.
Основанием для остановки компрессора является:
· Распоряжение ИТР, диспетчера предприятия. Появление в компрессоре посторонних шумов, стуков, усиленной вибрации, повышение температуры, течи в сальниках, неисправность арматуры, аварийное срабатывание защиты по одному из параметров.
· При появлении посторонних шумов в электродвигателе, повышение их нагрузки при оптимальных параметров на компрессоре.
· Отсутствие освещения, при пожаре, стихийном бедствии, (самостоятельно без указаний свыше).
Возможные производственные неполадки
Предельно допустимые значения, которые могут привести к аварии.
Причины возникновения аварийных ситуаций
Открытием задвижки №25 в увеличить давление на приёме компрессора
Высокая температура смазывающего масла
Проверить положение задвижек на входе и выходе с АВМ. Включить АВМ.
Таблица 7 Уровень автоматизации и контроля за тех. процессом
Величина устанавливаемого предела (блокировки)
4. Температура газомаслянной смеси на выходе.
Маслоразделительная ёмкость Е-2 V-50м 3
На Павловской газокомпрессорной станции для понижения температуры газа используют аппараты воздушного охлаждения, типа АВГ.
Аппараты воздушного охлаждения могут использоваться для осушки и частичного отбензинивания газа в тех случаях, когда температура газа превышает температуру окружающего воздуха.
Принцип действия аппаратов воздушного охлаждения следующий:
Газ проходит по батарее труб со значительной поверхностью теплообмена и охлаждается потоком воздуха, нагнетаемого вентилятором.
Чем больше разность температур газа и окружающего воздуха, тем больший эффект можно получить за счёт аппарата воздушного охлаждения.
В зависимости от расположения теплопередающей поверхности (секций труб), аппараты воздушного охлаждения подразделяются на горизонтальные (АВГ), вертикальные (АВВ) и зигзагообразные (АВЗ).
В аппаратах воздушного охлаждения применяются трубы длиной 1,5-8 м. Трубы собраны в секции. В каждой секции от 4 до 8 рядов труб.
Аппараты могут иметь различное число ходов охлаждаемого продукта по трубному пространству с учётом наиболее эффективного охлаждения продукта.
При заданном давлении, совпадающим с табличным, в расчете используются константы А и В, совпадающие с приведенными в таблице.
В случае если давление не совпадает с табличными значениями, вла-гоемкость W Тзад рассчитывается линейным интерполированием между влагоемкостями, рассчитанными по двум ближайшим табличным давлениям.
С ср - поправка на отклонение плотности данного газа от величины 0.6, рассчитывается по формуле:
С ср =0,927+0,156хб+0,00073хТ зад - 0,079хб 2 - 0,0011хбхТ зад +0,0000001-Т 2 зад ,
где б - относительная плотность газа по воздуху, рассчитывается на основе заданного химического состава газа;
Расчеты весовых значений влагосодержания газа проведены по методике, описанной в “Руководстве по исследованию скважин”, ВНИИ-ГАЗ, Москва, “Наука”, 1995 г.[31]
Согласно расчетам, проведенным по вышеуказанной методике, в таблице приведены данные весовых значений влагосодержания газа от +30°С до +1°С, изменение расхода газа от 10 до 55 тыс. м 3 /сут., при постоянном давлении на ГКС 2,4 кг/см 2 .
Определение весовых значений выпадения капельной влаги из газа рассмотрим на следующем примере.
Так, если температура газа на выходе с ГКС в летнее время будет равна +29°С, а расход газа 55 тыс. м 3 / сут. исходное влагосодержание газа будет равно 702 кг/сут. (см. таблицу №8).
При движении газа по газопроводу его температура начнет выравниваться с температурой грунта до +10°С, где конечное влагосодержание газа снизится до 219 кг/сут.
Следовательно, если от исходного влагосодержания газа равного 702 кг/сут. вычесть конечное его значение 219 кг/сут., то получим вес выпавшей влаги равный 483 кг/сут.
Таблица расчетных данных весовых значений влагосодержания газа Павловской ГКС в зависимости от объемов его перекачки при заданном н а чальном давлении 2.4 кг/см 2 , тонн/сут.
Таблица 8 Таблица расчетных данных весовых значений влагосодержания газа
Необходимо иметь в виду, что с понижением давления и повышением температуры максимальное содержание водяных паров в газе возрастает.
Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором таково, что по условиям его транспорта (изменение давления и температуры) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе капельная влага не выпадает.
Если точка росы выше температуры, до которой может охладиться газ в газопроводе, т. е. приблизится к температуре грунта, то в таком газопроводе будет происходить конденсация воды.
В настоящее время значительная часть газопроводов находится в длительной эксплуатации и постоянно подвергаются внутренней коррозии под действием агрессивных компонентов (H 2 S, СО 2 , О 2 и др.), содержащихся в водных растворах углеводородного конденсата.
Следовательно, улавливание конденсата и капельной влаги при ком-премировании газа на ГКС и своевременное удаление их из конденса-тосборников в расчетных точках газопроводов внешнего транспорта газа, является главной задачей неделимого технологического процесса, обеспечивающего безаварийный транспорт газа потребителям с соблюдением санитарных норм и условий безопасности.
Гидраты газов представляют собой твёрдые соединения, в которых молекулы газа при определённых давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решётки, образованных молекулами в оды с помощью прочной водородной связи.
Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определённый состав. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку при их образовании не происходит сваривания валентных электронов и пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле.
Чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидратов при одной и той же температуре. Экспериментально доказано, что в объёме воды при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата.
Непременным условием образования кристаллогидратов является нал ичие в потоке газа воды в жидкой фазе.
Вода в жидкой фазе может быть в потоке газа только в том случае, если газ полностью насыщен водяными парами, т.е. относительная влажность газа равна единице.
Под относительной влажностью понимается отношение фактического содержания в газе водяного пара к максимально возможному содержанию его при данных давлении и температуре.
С понижением давления и повышением температуры максимальное содержание водяных паров в газе возрастает.
Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении.
Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором такое, что по условиям транспорта (изменение температуры и давления) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе капельная влага не выпадает и, следовательно, условия образования гидратов отсутствуют.
Если точка росы газа выше температуры до которой может охладится газ в газопроводе, то в нем будет конденсироваться влага и появятся условия для гидратообразования.
Поэтому для прогнозирования мест образования и интенсивного накопления гидратов в различных частях технологической системы добычи и транспортировки газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.
Вместе с тем, наличие в потоке газа воды в жидкой фазе является необходимым, но еще не достаточным условием для образования гидратов, так как если устранить хотя бы одно из основных условий: высокое давление, низкую температуру или удалить из газа 60-70% воды, условий для образования гидратов не будет.
В инженерной практике возможные условия образования гидратов определяют по упрощенным гетерогенным диаграммам для индивидуальных газов или природных газовых смесей конкретных месторождений, построенных на основе экспериментально получаемых точек зависимых условий образования (разложения) гидратов в заданном диапазоне давлений и температур.
Более точные методы расчетов условий образования гидратов были предложены Д. Катцем с использованием констант равновесия системы газ -вода - гидрат по аналогии с равновесием пар - жидкость:
Если эта сумма равна единице, то это означает, что при данных давлении и температуре гидраты начинают образовываться, т.е. соответствует равновесным условиям образования гидратов.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа. Технологический Расчет работающего абсорбера гликолевой осушки газа и оценка экономической эффективности от его модернизации. дипломная работа [1,4 M], добавлен 17.12.2012
Методы переработки и способы утилизации попутного нефтяного газа. Особенности энергетического и нефтехимического способов утилизации газа, способа обратной закачки и газлифта. Мембранная очистка попутного газа, его опасность для человека и природы. реферат [504,3 K], добавлен 12.09.2019
Геолого-геофизическая характеристика месторождения. Классификация основных процессов сбора и подготовки газа. Сущность метода осушки и низкотемпературной сепарации. Сравнение эффективности процессов расширения газа дросселированием и в детандере. дипломная работа [5,6 M], добавлен 25.01.2014
Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса. курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013
Отличительные особенности и применение природного и попутного нефтяного газа. Запасы и динамика добычи газа в мире. Газовые бассейны, крупнейшие газодобывающие компании России. Крупнейшие международные газотранспортные проекты. Структура поставок топлива. презентация [2,9 M], добавлен 25.12.2014
Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели. курсовая работа [3,5 M], добавлен 23.11.2013
Геолого-промысловая характеристика месторождения. Газоносность проду
Усовершенствование технологического процесса подготовки газа на Павловской газокомпрессорной станции дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение По Роману Онегин
Росдистант Преддипломная Практика Отчет Строительство Домов
Реферат На Тему Безработица И Занятость
Реферат: Проблема Тунгусского метеорита
Реферат по теме Реализация принципа справедливости в правилах назначения наказания
Дипломная работа по теме Автоматизация процесса регулирования давления пара в барабане котла БКЗ-75-39 на ТЭЦ-7
Лексико-семантические особенности англоязычных заимствований в русском языке
Контроль Надзор В Сфере Оборота Оружия Реферат
Реферат: Описание курса
Эссе На Тему Время Подарок
Ответ на вопрос по теме Семейное право
Реферат На Тему Договор Банковского Вклада
Рефераты По Органической Химии Скачать
Реферат: Великая Отечественная Война (оккупация: страшные подробности. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Плоттеры (графопостроители). Скачать бесплатно и без регистрации
Теория экономической неопределенности и риска и их оценка в экономике России
Исследование зависимостей между механическими характеристиками материалов
Реферат по теме Понятие и методы договора фрахтования
Самое Большое Сочинение В Мире
Курсовая работа по теме Денежно-кредитная политика
Учет материально-производственных запасов - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Учет и аудит расчётов с подотчетными лицами АО "Новый Регистратор" - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Сигнальная система организма - Биология и естествознание реферат