WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Аналіз і перспективи розробки та експлуатації Гринівського газового родовища - Курсова робота

Аналіз і перспективи розробки та експлуатації Гринівського газового родовища - Курсова робота

в газі до конценрації метанолу в рідині, також, визначаємо по графіку в залежності від тиску і температури.
P1=3.8 МПа, t1=8°C, - а=70 г/тис.м3.
Для свердловини 9 Q=1.0 тис.м3/доб.
qдоб=1.16?3.71 = 4.Зкг
3.3. Обґрунтування заходів по підвищенню ефективності підготовки
вуглеводневої продукції і зменшенню втрат газу і а інгібітору
гідратоутворення на УКПГ.
В наслідок того, що природний газ транспортують від місць видобутку до споживача по газопроводах, сезонні коливання температури впливають на швидкість утворення гідратів, тому особливу увагу привертає до себе питання якісної його очистки.
Наявність у газі вологи, рідких вуглеводнів, агресивних і механічних домішок знижує пропускну здатність газопроводів, збільшує витрату інгібіторів, посилює корозію. Все це знижує надійність роботи технологічних систем, збільшує ймовірність виникнення аварійних ситуацій на компресорних станціях і газопроводах. Крім того, механічні домішки, пилюка осідають на поверхнях теплообмінних апаратів і погіршують їх теплові характеристики.
На даний час існує багато різних методів очистки та осушки газу. їх умовно розділяють на основні групи: очистка газу рідкими поглиначами (абсорбційні способи) і очистка твердими поглиначами (адсорбційні способи).
В якості абсорбента для осушки природного газу широко на практиці в газовій промисловості застосовуються гліколі. Якщо здійснюється осушка природного газу, в якому с вміст вуглеводневого конденсату із значною (кількістю ароматичних вуглеводнів, то при виборі абсорбента перевагу надають етиленгліколю. В цих умовах етиленгліколь може виявитися економічно ефективнішим від диетиленгліколю і триетилеигліколю, так як він менше розчиняється у вуглеводневому конденсаті, який містить ароматичні вуглеводні.
Широке застосування гліколей для осушки природного газу обумовлено їх високою гідроскопічністю, стійкістю до нагріву і хімічного розкладання, а, також, низьким тиском пари і доступністю при порівняно не високій вартості. Великий досвід експлуатації установок осушки природного газу дозволив встановити наступні емпіричні правила для розрахунків і проектування абсорберів:
- в системі повинно циркулювати не менше 25 літрів гліколю па 1 кг абсорбованої води;
- в абсорбері повинно бути не менше 4 фактичних тарілок.
Із графіка депресії точки роси, яка досягається на промислових установках запроектованих з врахуванням емпіричних правил і теоретичної депресії видно, що між максимумами фактичних і теоретичних показників с великий розрив. Але досяжна депресія точки роси у всіх випадках перевищує 33 0C, що досягається для більшості газопроводів підземної і наземної прокладки. Тому на більшості з установок осушки природного газу гліколями приміняють абсорбери з 4 тарілками, ККД яких становить 25 -40%. Продуктивність такої колони, приблизно, еквівалентна продуктивності однієї рівноважної ступені контактування.
Якщо на установках осушки природного газу необхідна більш глибока осушка, то вона буде досягнута шляхом збільшення кількості циркулюючого абсорбента на 1 кг абсорбованої води. Одним із основних критеріїв, які визначають економічність роботи установки осушки газу, являються втрати гліколю, які викликаються головним чином, його механічним виносом.
Найбільші кількості гліколю, безперечно, втрачаються в результаті випаровування. Можливі, також, втрати газу при регенерації, тобто, втрати з парами, які виділяються в десорбері. Якщо установка осушки працює в відлагодженому режимі, то втрати гліколю не перевищують 8 мг/м3 осушеного газу. Винос являється результатом спінювання гліколю в абсорбері. Ціноутворення може бути викликане забрудненням гліколю важкими вуглеводнями, тонкодисперсними твердими частинками або соленою водою, яка поступає в систему. Тому, перед подачею газу в Гліколевий абсорбер слід пропустити його через ефективно працюючий сепаратор. Піноутвореппя вдається зменшити добавкою пінних речовин. З цією метою приміняються триоктилфосфат - 2 добавкою його в кількості 0,05 % понижує втрати гліколя з 20 до 8 мг/м3 і менше. Для зменшення втрат
за рахунок механічного виносу часто після абсорбера встановлюють відбійник для відновлення гліколю, що виноситься.
Таким чином для умов Гринівського родовища більш доцільною є абсорбційна очистка, яка є дешевшою і якість очистки задовольняє вимогам норм на транспортування газу.
3.4. Технологічні розрахунки запропонованої технології підготовки газу.
Вихідні дані для проведення розрахунків:
- густина газу -
?г=0.728 кг/м3
- витрата газу (сумарний середньодобовий дебіт свердловин) -
Q=1.47?103 м3/добу;
- температура газу - T = 298 K;
- - необхідна точка роси - Tp = 270 K;
- абсорбент ДЕГ;
- Визначаємо кількість вологи, яку вилучаємо:
W = Q0?(W1-W2)
де W1 - вологовміст газу на вході в абсорбер, г/м3
W2 - вологовміст газу па виході з абсорбера, г/м3 ;
W=1.47?103?(0.42-0)=617.4
2. Визначимо витрату ДЕГу :
X1, X2 - концентрація ДЕГу, відповідно, на вході і виході, приймаємо X1 = 0.98, X2 = 0.92
3.5. Розрахунок регенерації інгібітора - абсорбента.
1. Визначаємо ступінь відпарки в ректифікаційній камері:
де X1, X2 - концентрації насиченого і регенерованого гліколю,
х 1=0,98
х2=0.92
2. По діаграмі Кремера визначаємо фактор абсорбції S = 0.4
3. Визначаємо кількість насиченого ДЕГу:
Мдгс, Мг - молекулярні маси ДЕГу і води.
4. Середня температура у відпарній колоні:
де C - питома теплоємність водяного розчину гліколю, С=0,68 кДж/(кг?К);
t1 - початкова температура у відпарній колоні, t1= 160 °С,
?Н - теплота пароутворення води, ?H = 540кДж;
5. Визначимо кількість відпареного газу:
При P = 0,1 МПа у відпариш колоні і t = 156 0С - константа рівноваги вологи рівна К = 2.7
3.6. Розрахунок технологічних апаратів та установок комплексної
підготовки газу.
Оскільки, нами запроектована абсорбційна осушка газу, то проведемо розрахунок абсорбера.
1. Визначимо критичну швидкість газу в абсорбері:
Приймаємо
- висота гідравлічного отвору 50 мм, відстань між тарілками 400 мм;
- емпірична константа Kу=0,08;
- густина ДЕГ
- густина газу при робочих умовах
- де коефіцієнт стисливості газу Z при тиску і температурі осушення
Тср.кр=94,717+170,8??=94,717+170,8?0,563=200,613 К
Рср.кр=4,892-0,4048??=4,892-0,4048?0,563=4,641 МПа
Раб - робочий тиск в абсорбері, Paб=3,5 МПа;
Таб - температура осушки газу, Таб=298 K.
Z =(0,4olog 1,485 + 0,73)1,185 + 0,1?1,185 = 0,885
- густина газу при тискові і температурі осушення:
Максимально допустима швидкість газу в абсорбері:
2. Розрахункова швидкість
3. Знаходимо витрату газу при тиску і температурі осушення:
4. Знаходимо діаметр абсорбера :
5. Визначимо число тарілок в абсорбері.
Для цього побудуємо оперативну лінію. Координати цієї лінії наступні:
У1=0,000672 моль води / моль газу;
У2=0,000052 моль води / моль газу;
х1=0,0898 моль води / моль ДЕГу;
х2=0,2456 моль води / моль ДЕГу.
Для побудови рівноважної кривої визначимо точки роси газу, рівноважні з розчинами ДЕГу різної концентрації. Необхідні розрахунки приведені в таблиці 3.2.
Таблиця 3.2. -Вихідні дані для побудови кривої рівноваги.
Концентрація ДЕГу Точка роси, 0C Вологовміст, г/м3 x у
0,95 -1 0,12 0,310 0,000149
0,96 -2,5 0.11 0,246 0.000156
0,97 -5 0,09 0,182 0.000112
0,98 -10 0,063 0,120 0,000078
0,99 -15 0,033 0,059 0,000041
Визначимо графічно число тарілок.
Рисунок 3.2 - Графік визначення числа тарілок в абсорбері.
З графіка N=2,8. Для визначення числа робочих тарілок приймемо ККД тарілок ?=0,2. Тоді число робочих тарілок складе:
шт
Loading...

 
 

Цікаве