При получении указанных зависимостей в качестве исходных были приняты следующие параметры: температура контакта в абсорбере 26 °С; точка росы осушенного газа минус 20 °С; содержание ДЭГа в регенерированном и исходном растворах 99 и 97 % соответственно, влагосодержание газа на входе в абсорбер — равновесно.
При расчетах показатели установки осушки, работающей при давлении 3,5 МПа, условно приняты за единицу.
Как известно, с повышением давления равновесная влагоем-кость газа уменьшается. Поэтому для получения заданной точки росы газа из него следует извлекать меньше влаги. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению удельного расхода ДЭГа, пода-
228
[чаемого в абсорбер (см. рис. 64, /), и расхода энергии ня регенерацию насыщенного раствора (см. рис. 64,-2).
Следует отметить, что с понижением давления при одинаковой точке росы газа его равновесная влагоемкость увеличивается.
Влагосодержанне газа в зависимости от точки росы и давления приведено ниже.
Давление, МПа . .... 8,15 7,14 6,12 5,10 4,1
Точка росы, °С:
—20 0,0254 0,0271 0,0291 0,0326 0,0374
—10 0,0502 0,0541 0,0593 0,0666 0,0776
Следовательно, чем ниже давление процесса, тем необходима более глубокая осушка газа. Поскольку значение уноса ДЭГа в газовой фазе обратно пропорционально давлению, то с повышением его уменьшаются потери ДЭГа с обработанным газом. Одновременно снижается также унос гликоля в капельном виде. Следовательно, при обработке «тощих» газов целесообразно установить ДКС перед УКПГ.
Необходимо отметить, что такое же решение эффективно при осушке газов с применением адсорбционных процессов, так как дожатие газа позволяет часть влаги выделить из него до его поступления на осушку. Это позволяет увеличить цикл осушки и уменьшить цикл регенерации адсорбента, что оказывает положительное влияние на технико-экономические показатели УКПГ.
Кроме того, размещение ДКС перед УКПГ обеспечивает ее работу при проектной производительности, не прибегая к ее расширению.
Обработка продукции газоконденсатных месторождений. В отличие от подготовки к транспорту чисто газовых месторождений в этом случае место размещения ДКС (до или после УКПГ) оказывает существенное влияние на выход целевой продукции (конденсата, сжиженных газов, ШФЛУ и т. д.).
При сохранении проектной производительности УКПГ размещение ДКС после нее обусловило бы ее расширение или повышение скорости газа в аппаратах, что привело бы как к уносу жидких углеводородов и ингибиторов с газом, так и к увеличению гидравлических потерь на установке.
Вопрос о размещении ДКС в этом случае решается с учетом влияния давления на выход продукции, расходов на расширение мощностей УКПГ, времени, в течение которого производительность УКПГ поддерживается на проектном уровне.
Чаще всего время ввода ДКС соответствует периоду подающей добычи пластовой продукции. При равнозначном снижении давления на входе в УКПГ с уменьшением объема добычи газа ДКС может включаться в схему УКПГ как до, так и после нее.
Это связано с тем, что давление 7,8—8МПа, при котором обрабатывается газ, не соответствует оптимальному для максимального извлечения тяжелых углевидиридив (Cs+) из газа.
229
При обработке газа с применением абсорбционного процесса 13] оптимальное давление для извлечения пропана 6—6,5 МПа.
На крупных газоконденсатных месторождениях газ к транспорту подготавливают с использованием процесса НТС, различные режимы которого рассмотрены ниже.
Во всех вариантах предусматривают обработку газа по схеме НТС с эжектированием газа выветривания конденсата первой ступени сепарации и подачи выветренного конденсата той же ступени в поток газа перед сепарацией последней ступени, с последующим охлаждением смеси до —20 °С. Молярный состав исходного газа, %, следующий:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.