Исследование влияния технологических параметров на процессы низкотемпературной сепарации

      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 2,6¸2,8 МПа и температурой плюс 15¸20 °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.