Подача «тяжелого» газового конденсата перед С-3 производится через форсунки, с целью более полного извлечения углеводородов С₅+высшие из газожидкостного потока.

Для предотвращения превышения давления на входе в сепаратор С-3 установлены сдвоенные предохранительные клапаны ПК-3. Для предупреждения гидратообразования, в момент срабатывания предохранительного клапана ПК-3, перед ними, по метанолопроводу через обратный клапан ОК21 и клапан запорный Клз5 производится ввод метанола в поток газожидкостной смеси. Метанол поступает от блока распределения метанола БДИ-2/1. Открытие клапана Клз5 производится при срабатывании предохранительного клапана ПК-3 и повышении давления после него.

В низкотемпературном сепараторе С-3 происходит отделение капельной жидкости за счет изменения скорости и направления газожидкостного потока.

Отсепарированная жидкость (газовый конденсат, метанольная вода) по уровню через регулирующий клапан уровня Клр-6 и запорный клапан Клз-6 выводится в трубное пространство теплообменника ТР-1, где нагревается потоком газового конденсата, проходящего по межтрубному пространству ТР-1 из РЖ-1.

Температура газожидкостного потока на входе низкотемпературного сепаратора С-3 замеряется ртутным термометром.

Осушенный от углеводородного конденсата и влаги природный газ из низкотемпературного сепаратора С-3, после оперативного замера расхода газа на быстросъемной диафрагме поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-2, где нагревается прямым потоком сырого газа.

Давление осушенного газа, на выходе из технологического модуля, поддерживается автоматически регулирующим клапаном Клр-4.

Жидкая фаза (газовый конденсат, метанольная вода) из сепаратора первой ступени С-1 направляются через регулирующий клапан КР-13 в разделитель жидкости РЖ-1, где производится разделение на углеводородный конденсат, газ и метанольную воду.

Давление жидкой фазы до и после КР-13 замеряется техническими манометрами.

Температура жидкой фазы на входе в РЖ-1 замеряется ртутным термометром. Насыщенный метанол из РЖ-1 по уровню через регулирующий клапан Клр-7, пройдя измерение расхода на замерном устройстве ЗУ4 по трубопроводу Ду80 подается в блок выветривания газа ВГ-1/1,2 установки смешения, травления и распределения метанола.

Углеводородный конденсат и метанольная вода из низкотемпературного сепаратора С-3 поступает в трубное пространство теплообменника ТР-1, где нагревается углеводородный конденсат из трубного пространства теплообменника ТР-1 подается либо на вход трубного пространства теплообменника ТР-2, через задвижку Зд53 объединяясь с газовым конденсатом из сепаратора С-2, либо на выход из теплообменника ТР-2через задвижку Зд56.

В разделителе жидкости происходит разделение жидкой фазы на метанольную воду и углеводородный конденсат за счет разностей плотностей и дегазации жидкой фазы при давлении.

Метанольная вода из разделителя жидкости РЖ-2 по уровню через замерное устройство ЗУ6 и регулирующий клапан Клр-12 выводится в выветриватели газа ВГ-1/1,2.

Газ дегазации из разделителя жидкости РЖ-2 по давлению через замерное устройство ЗУ8 и регулирующий клапан Клр-10 выводится на эжектор ЭЖ-1, с давлением 2,62,8 МПа и температурой плюс 1520 С.

Температура газов дегазации замеряется ртутным термометром поз.5-16.

Для распределения метанола по точкам ввода применяются блоки дозирования ингибитора (метанола) БДИ2/1, БДИ-2/2.

В целях сокращения расхода свежего метанола проектом предусматривается возможность подачи на вход сепаратора первой ступени сепарации С-1, насыщенного метанола выше 40 % концентрации. Подача насыщенного метанола на прием насосов ведется из трубопровода Ду50 выхода его из разделителя жидкости РЖ-2 по трубопроводу Ду20 через вентиль В40, блок фильтров БФ-2/1 и приемный колпак Ду200. По трубопроводу Ду15 насыщенный метанол через колпак воздушный КВ-1, обратный клапан ОК10 и вентиль В25 подается в трубопровод Ду300 на вход газа в сепаратор С-1.

При достижении содержания горючих газов в воздухе помещения технологического модуля подготовки газа 10 % нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ) автоматически включаются аварийные вытяжные вентиляторы. При загазованности помещения до 15 % предусматривается сигнализация, а при концентрации выше 20 % эксплуатация модуля подготовки газа прекращается: сначала закрывается электроприводной кран ЭКП-6, а затем кран ЭКП-7.

Дренаж всех сепараторов и аппаратов технологического модуля подготовки газа по трубопроводу Ду50/100 ведется в подземную дренажную емкость Е-1. Дренажная емкость, объемом 40 м³, снабжена погружным электронасосным агрегатом ГДМП с подачей до 10 м³/ч, напором 340 м ст. жидкости. Жидкость из Е-1 под давлением насосом Н-1 нагнетается на вход разделителя жидкости РЖ-2 технологического модуля. Для возможности подогрева жидкости емкость снабжена подогревателем. В качестве теплоносителя используется пар от котельной УКПГ.

Рисунок 1 Принципиальная схема модуля подготовки газа МПГ 1

Рисунок 2 Газовый сепаратор

4.2 Моделирование процессов промысловой подготовки газовых конденсатов

На кафедре химической технологии топлива ТПУ разработаны математические модели процессов промысловой подготовки нефти, газа и газового конденсата, на основе которых создана технологическая моделирующая система (ТМС) для расчета материальных, тепловых балансов и оперативного анализа технологических режимов УКПГ[1-41].

На рис. 9 представлена ТМС комплексной технологии подготовки газового конденсата.

Рисунок 9 Структура ТМС установки подготовки газовых конденсатов

Основными блоками ТМС технологии комплексной подготовки газового конденсата являются модули расчета процессов сепарации, каплеобразования, разделения жидкостей, дросселирования и теплообмена.

4.3 Результаты проведения расчетов

В соответствии с технологической схемой была составлена расчетная.

Рисунок 3 Расчетная схема установки

Основное уравнение для расчета частичного однократного испарения многокомпонентной системы:

; (1)

Расчет по математической модели (уравнения 1) осуществляется методом итераций, путем подбора значения доли отгона e, контролем правильности решения является выполнение условий

(2)

K_фр могут быть рассчитаны различными методами (Антуана, Шилова, Пенга-Робинсона, Ридлиха-Квонга-Соаве и т.д.).

Константа фазового равновесия может быть представлена в виде:

(3)

Где - давление насыщенного пара компонента (чистого вещества),

- общее давление в системе.

Таблица №1

Результаты расчетов влияния технологических параметров на процесс промысловой подготовки газового конденсата

Рисунок 1 Зависимость расхода товарного газа от давления в третьем сепараторе

Рисунок 2 Зависимость расхода товарного газа от температуры в третьем сепараторе

Рассмотрим изменение выхода товарного газа при увеличении температуры и давления. Из рисунка 1 следует, что при увеличении давления в третьем сепараторе, значительно уменьшается выход товарного газа. Однако, при увеличении температуры в третьем сепараторе (рис. 2), выход товарного газа увеличивается.

Рисунок 3 Зависимость точки росы по УВ от давления в третьем сепараторе

Рисунок 4 Зависимость точки росы по УВ от температуры в третьем сепараторе

Если рассматривать зависимости точки росы по УВ от температуры и от давления, то из графиков следует, что при увеличении давления (рис. 3) и при понижении температуры (рис.4), температура точки росы понижается и, следовательно, качество товарного газа улучшается.

Рисунок 5 Зависимость влагосодержания от давления в третьем сепараторе

Если рассматривать изменение влагосодержания при варьировании давления в третьем сепараторе, то из рисунка 5 можно сделать вывод, что при увеличении давления, влагосодержание в товарном газе уменьшается.

Рисунок 6 Зависимость влагосодержания от температуры в третьем сепараторе

Делая вывод по рисунку 6, можно сказать, что при понижении температуры в третьем сепараторе влагосодержание тоже уменьшается.

Зависимости выхода товарного газа от температуры и давления в первом и во втором сепараторе приведены в приложении 1. А так же приведены зависимости влагосодержания, содержание вода, метанола, компонентов С₃₊ и С₅₊ от температуры и давления.

Приложение 1

Рисунок 1 зависимость влагосодержания от давления в первом сепараторе

Рисунок 2 зависимость влагосодержания от температуры в первом сепараторе

Рисунок 3 зависимость расхода товарного газа от давления в первом сепараторе

Рисунок 4 зависимость расхода товарного газа от температуры в первом сепараторе

Рисунок 5 зависимость влагосодержания от давления во втором сепараторе

Рисунок 6 зависимость влагосодержания от температуры во втором сепараторе

Рисунок 7 зависимость выхода товарного газа от давления во втором сепараторе

Рисунок 8 зависимость выхода товарного газа от температуры во втором сепараторе

Рисунок 9 зависимость содержания С₃₊ от давления в третьем сепараторе

Рисунок 10 зависимость содержания С₃₊ от температуры в третьем сепараторе

Рисунок 11 зависимость содержания С₅₊ от давления в третьем сепараторе

Рисунок 12 зависимость содержания С₅₊ от температуры в третьем сепараторе

Рисунок 13 зависимость содержания воды от давления в третьем сепараторе

Рисунок 14 зависимость содержания воды от температуры в третьем сепараторе

Рисунок 15 зависимость содержания метанола от давления в третьем сепараторе

Рисунок 16 зависимость содержания метанола от температуры в третьем сепараторе

Размещено на Allbest.ru