Расчет установки регенерации диэтиленгликоля

СОДЕРЖАНИЕ

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов        3

Введение        4

1 Технологическая схема сбора и подготовки газа на УКПГ-5        5

2 Технологическая схема сбора продукции        6

3 Анализ работы установки регенерации ДЭГа        9

3.1 Регенерация ДЭГа        9

3.2 Технологический расчёт регенератора ДЭГа        14

Заключение        46

Список использованных источников        47

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов

АВО – аппарат воздушного охлаждения

ГП – газовый промысел

ДЭГ – диэтиленгликоль

РДЭГ – регенерированный диэтиленгликоль

УКПГ – установка  комплексной  подготовки  газа

ГСС – газосборная сеть

НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение

ГФУ – газофакельное устройство

НДЭГ – насыщенный диэтиленгликоль

ВВЕДЕНИЕ

Природный газ, извлекаемый из скважин, содержит пары воды, а иногда свободную влагу и мехпримеси, которые могут вызывать трудности при транспортировании газа по трубопроводу, главным образом, его коррозию, образование гидратов или льда, а последние в совокупности с мехпримесями могут образовывать пробки в проходном сечении трубопровода и препятствовать прохождению газа.

С целью устранения этих проблем, для удаления влаги и мехпримесей из природного газа  уже более 30 лет применяются установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

УКПГ представляет собой установку, содержащую оборудование по сепарации газового потока от капельной жидкости и механических примесей, по осушке газа от водяных паров и оборудование регенерации осушителя.

Целью данного курсового проекта  является расчёт технологических процессов при регенерации диэтиленгликоля на территории газового промысла №5 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

1 Технологическая схема сбора и подготовки газа на УКПГ-5 [3]

Исходным сырьём является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ метановый с содержанием влаги до 2,5 г/м3, сероводород отсутствует.

Природный газ, поступающий на УКПГ, представляет собой пластовую смесь, в состав которой входят углеводороды, капельная влага (конденсационная и пластовая до 2 г/м3 газа) и мехпримеси. В зимний период возможно содержание метанола в паровой фазе и жидкости (10…20%).

Компонентный состав газа в соответствии с проектом разработки, % объемные:

СН4 - 97,8...99,0;

С3Н8 - до 0,15;

С4Н10 - следы;

СО2 - 0,2...0,3;

N2 - 0,7...1,7;

Не - 0,01...0,02;

Аr - 0,01...0,03;

Н2 - 0,002...0,04.

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

- среднее пластовое давление – 11,73 МПа;

- динамическое давление газа на устье – 10,3 МПа;

- температура газа на устье – 13...14°С.

Параметры газа на 2010…2015 гг. в зоне УКПГ-5:

- пластовое давление – 1,64...0,7 МПа;

- динамическое давление газа на устье – 1,06...0,6 МПа;

- температура газа на устье – 10,3...9,5°С;

- давление газа на входе в ППА – 0,92...0,4 МПа

2 Технологическая схема сбора продукции [3]

Для сбора газа от скважин применена лучевая схема из труб диаметром

530х13 мм. Природный газ от скважин от 14 кустов поступает в 13 газовых коллекторов кустов, по которым транспортируется на УКПГ в пункт переключающей арматуры.

Схема расположения кустов скважин и шлейфов приведена на рисунке 2.1.

[pic 1]

Рисунок 2.1 – Схема ГСС ГП-5 Ямбургского НГКМ

Сырой газ из скважин по газосборным через краны в узле подключения ДКС к УКПГ поступает в блоки сепараторов установки очистки газа (УОГ) для отделения механических примесей и капельной влаги.