/
Текст
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Б.В. ЧЕБОТАРЕВ
РАСЧЕТЫ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
ПРИ СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Учебное пособие
УФА 1995
Ч 25
EfiK 33 362,
УДК 622.279.8
Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов
при сборе и подготовке сква-инной продукции: У"ебное пособие.-
Уфа : Изд-во УГНТУ, 1995.-144 с.
ISBN 5-230-19069-2
В пособии приведены методики расчета технологических процес-
сов сбора и подготовки скважинной продукции на газовых л .-азо-
конденсатных месторождениях. Сформулированы задачи для самосто-
ятельного решения задач по расчету шлейфов и различных вариан-
тов подготовки скважинной продукции.
Учебное пособие предназначено для студентов нефтяных вузов и
факультетов специальности 09.97. изучающих вопросы промыслоьаго
сбора и подготовки скважинной продукции на пазовых и газоконден-
сатных месторождениях.
Табл. 33. Ил. 33. Библиогр. 22 назв.
Рецензенты : ПО "Башнефть";
начальник 1-го отдела ИПТЭР,
к.т.н. А.И.Дьячук
Редактор издательства
А.А.Синилова
Ч ..^ВЗОООООО -35 7_95 5-230-19089-2
4К4 (03)-95
$. Чеботарев В.В., 1995
I Уфимский государственный
—... ..... нефтяной технический
университет, 1995
ВВЕДЕНИЕ
Одним из важнейших условий нормальной эксплуатации газо-
вых и газоконденсатных месторождений и газотранспортных сис-
тем является качественная подготовка скважинной продукции на
промыслах.
В связи с этим в учебном пособии приведены методики рас-
чета основных технологических показателей при сборе в подго-
товке скважинной продукции.
Настоящее учебное пособие написано в соответствии с про-
граммой курса "Сбор и подготовка скважинной продукции" для
студентов специализации "Разработка и эксплуатация газовых и
газоконденсатных месторождений". Это пособие не претендует на
полное освещение всех вопросов проектирования промысловой
подготовки скважинной продукции.
4
I. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ
ШЛЕЙФОВ /I/
Шлейфовые газопроводы характеризуются диаметром, про-
пускной способность», температурным режимом, перепадом давле-
ния в них.
Течение газа в шлейфеа, как и любых потоков в трубопро-
водах, характеризуется критериями Рейнольдса, Фруда, Эйлера.
Критерий Рейнольдса показывает гидродинамический режим
потока и является мерой отношения сил инерции и внут-
трения.
течения
рейнвго
(I.I )
где
бочих
р (*)с!вн _ Cpofa/ !f>
Ke- ~ /О3/1 '
-средняя скорость потока, м/с;
С^к-внутренний диаметр трубопровода, м;
f)* -плотность потока при рабочих условиях, кг/м3;
-динамическое вязкость потока, Па.с;
-кинематическая вязкость потока, м^/с.
Плотность газа при звданных температурах и давлении (ра-
условиях) определяется по уравнению
(1.2)
где
Рр
Тн
Рн
2 ч J
О - Jo ip
РнХрТр
-плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;
-рабочее давление, МПа;
-рабочая температура, .К;
-нормальная температура, 293 К;
-нормальное давление, С, 102 МПа;
7 - коэффициенты сверхснзмаемости газа при нормяль-
ных и рабочих условиях.
Число Рсйнг.’ьдса характеризует режим теч лия потока’, ла-
минарному редиму соответствует Re <2.300; п$рг-х отниму (условно)
2300<йе<10ОО0-раз зитоцу турбулентной/ течению- |^е 710QOQ .
5
Транспортировка газа по шлейфовым и магистральным газо-
проводам практически всегда происходит при турбулентном режиме
течения.
Критерий Фруда - мера отношения сил инерции и тяжести в
потоке - определяется по формуле
с - СОг /О3 ,т - х
fcET-’ (I-3J
где Q -ускорение свободного падения,9,8 м/м^.
Критерий Эйлера - мера отношения сил давления и инерции
в потоке;
г _дР<06
tu-'jocJt (1.4)
где дР -потеря давления на преодоление гидравлического
сопротивления, МПа.
Внутренний диаметр продуктопроводов при заданной скорости
газа определяется пс формуле
rj - V
I 0,135 (J ’ (1.5)
где -расход .аза при рабочем давлении и температуре
газа, ь?/с;
s. CD -скоростьгаза в шлейфе, м/с.
Сёкундний расход газа расчитывается по формуле
a 0zP106
“ PzHj6Aoo-v ’
где 0. -расход газа в нормальных условиях, млн....э/сут;
Р -давление в расчетной .очке шлейфа, МПа;
2р2н-коэФФициенты сверхсжимаемости газа при рабочих
и нормальных условиях соответственно.
После нахож^эния расчетного значения olfa по данным табл.ТП
принимают фактическое значение внутреннего диаметра газопрово-
да и исходя из максимального значения давления в нем определяю';
толщину его стенки. Послв этого рассчитывают фактическую ско^
рость газа в шлейфе по уравнения-
’ П.7)
6
Давление в конце шлейфа определяют по формуле ВНИИГАЗа
<ьв>
1де fj| -давление газа в начале газопровода, 1<Г1а;
- коэффициент гидра ;лического сопретив .ения газопровода;
- средняя температура в газопроводе, К;
- длина газопровода, км;
д -относительная плотность газа в нормальных условиях
и определяется по уравнению
» (1-9)
где р р -плотность газа и воздуха соответственно;
г‘ ^^.-молекулярная масса газа;
29- молекулярная масса воадуха.
При известном значении давление на заданном участке
газопровода определяется по формуле
<ыо>
гпе Х-расстоянне от начала до расчетной точки газопровода,км,
Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода,входя-
щий в уравнение (1.8), может определяться по методике ВНИИГАЗа
а=о.о67й^+^;«, (1.П)
где Кш-шероховатость стен труб,мк>*.
Шероховатость характеризует неровности стенки трубы и оп-
ределяется как среднее расстояние между вершинами пиков и углуб-
лениями на ее поверхности. Значения эквивалентной абсолютной
Еерсховатости труб по Г.А.Адамову приведены в табл.2Л.
Коэффициент эффективности Кэф характеризует работу шлейфов
я газопроводов, его рассчитывают по формуле
<112’
где Цф'Ып -соответственно фактическая и проектная пропуск-
ная способность газопровода.
Значение коэффициента эффективности газопроводов снижает-
ся' при наличии в газах механических примесей и капельной жидл
кости, а также с увеличением шероховатости стенск труб.
При транспортировании газа происходит изменение температу-
ры газа за счет снижения давления и теплообмена с окружающей
средой.
Среда то температуру газа на расчетном участке вычисляют по
уравнению
Тс^т-г + j , (1.13)
где Тсц -средняя темпепатура грунта на расчетном участке,К;
-температура газа на начальном участке газопро-
вода, К;
"Гер -температура грунта на глубине прокладки газопро-
вода,К;
6 -основание натуральных логарифмов, е=2,718;
а -параметр !Духова, рассчитывается по формуле
где
Л 262.3 Kota
U-I4)
К-коэффициент теплопередачи от транспортируемого
Пт
газа к окружающей среде,.
(КГ.С0) ’
Ср-изобарическая теплоемкость газа, «Дл^кг;
с{н- наружный диаметр газопровода^ мм, который
определяют по уравнению <»
с/н = с/вн * 2 + Sul J . (I.I5)
Коэффициент теплопередачи для подземных газопроводов при
произвольной толщине круге ой теплоизоляции определяется по
уравнению
1
(<J6)
+ In I P, с!н . Pl, 4h , ’
O^T 4 cUh 2'1(?Auj ofen+aSr
‘М4СС LC /ХСЫ
8
где oZ— -коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт,
Зт/(!?.Сс);
-коэффициент теплопроводности металла труб,Вт/(м2.С°);
Диэ-коэффиииент теплопроводности изоляционного материала
ВТ/См2. С°);
ц(.вн-коэффициент теплообмена между транспортируемым га-
зом и стенкой труб, Вт/(м2.Сп).
При значениях коэффициент d-бн с достаточной для
инженерных расчетов точностью может определяться по формуле
’ lw)
где Л гр-коэффтциент теплопроводности грунта,Вт/(м2.С°);
-расстояние от поверхности земли до оси трубы,м.
Температура газа на заданном участка газопровода может
определяться по уравнения
Г -Тг? ^T„-rP)ec'L- D:
* с?
где -эффект Джоуля-Томпсона, т.е. снижение температуры
газа при понижении давления, осд^а.
Рср-средНее значение давления на расчетном участке
газопровода, определяется ..о уравнению
Р«.=П + > <1.19)
где Рн, Рк-давление в начале и конце газопровода, МПа.
ПРИМЕР I.I. Из группы скважин по подземному теплоизолиро-
ванному шлейфу газ подается на установку комплексной подготовки
газа ,УКПГ).
Параметры газа: расход Q млн.м3/сут; скорость паза в шлей-
фе (О м/с; давление в начале шлейфа Рн МПа; температура в нача-
ле шлейфа, Тн К.
Параметры шлейфа: коэффициент теплоотдачи от трубопровода
•в грунт оСт Вт/(м2.°С).
9
Параметры изоляционного материала: марка (см.табл.ЗЛ), тол-
щина изоляции мм принимается исходя из конкретных условий
прокладки алейфа.
Расстояние от скважины до УИЛГ Lkm. Температура грунта
Тгр К.
Требуется определить температуру и давление газа на
входе в УКПГ.
Исходные данные приведены в табл. 4П и 5П.
Порядок расчета
I. Определим псевдокрятические параметры Рпк, Тпк. Значения
критического давления Рк и критической температуры Тк для отдель-
ных компонентов взять из табл ЗП.
Таблица I.I
Компоненты * rk 7м У* p^i рхг
сн4 н
С2Н6
1 С4НЮ
С5Н12
ccz 7
iloS
Мг -
Средние зчачен? • Тик =
IC
2. 11о известным данным Тпк и Рпк определим приведенные
параметры г..за при нормальных я рабочих условиях:
ИР " РпК
(1.20)
Тик ’
(1.21)
тр =Ь • рр--£-
'"Г Тп. ’ “ рпк ’
З. По графику рис 1.1 /5/ находим коэффициент сверхсжимае-
мости газа при начальных Zh и рабочих условиях Zf.
4. По уравнению (1.6) определяем секундный расход газа 4| .
5. Внутренний диаметр газопровода при заданной скорости
газа определяем по формуле (1.5). После нахождения расчетного
значения с/ен по данным та5л. I (приложен я) принимеют факти-
ческое значение внутреннего диаметра газопровода и исходя лэ
максимального значения рабочего давления в нем определяют его
толщину. После этого рассчитывают фактическую скорость газа в
шлейфе по уравнению (1.7). ,
6. Определяем значение du по формуле (I.I5).
7. Определяем коэффициент теплообмена между газом и стен-
кой труб o(twno формуле (1.17).
8. 0пределяеи общий коэффициент теплопередачи К по форму-
ле (I.I6).
9.Плотность газами при нормальных условиях определяем,
используя данные табл. 6П. Результаты расчете, сводим в табл.1.1.
10. По уравнению (Т.2) определяем плотность газа в рабо’шх
условиях о(р .
: II. Зная компонентный состав газовой ''меси и вязкости, входя-
щей в нее индивидуальных газов (см.табл.6Л), определяем ее аб-
солютную вязкость уМсц и заносим в табл.1.2.
12. По графикам рис.1.2., исполыуя значение
ем вязкость природного газа для рабочих условий.
13. Определяем число Рейнольдса ..о формуле (I.D.
14. В зависимости от условий работы труб определяем коэффи-
циент шероховатости Kni из табл.2П.
15. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления
.по формуле (I .II).
, определя-
Рис. 1.1- ILs^mlvishприродных
газ-в цо давления 70 МПа /5/
12
I'fihj-f Зяьгсат, НПа -I
Рис. 1.2. Вязкость поиродных газов:
а)- плотность газа 0,6; б)- плотность газа
в)- плотность газа 0,0; г)- плотность газа
о,?;
1
13
-100-50 О 50 ЮО 150 ZOO 250 308 550 400 450 500 550 600
TewHfwmp*, *C
Рис, 1.3. Удельная теплоемкость углеводородных
газов при атмосферном давлении /5/
14
16 .Используя рис.1.3, рассчитываем удельную теплоемкость
природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре.
Полученные результаты заносим в табл. 1.2.
Таблица 1.2
Компе '.енты
сн2
^6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
со2
Н 2
2
Средние значения
17.Определяем поправку к теплоемкости при рабочем давлении
(Рис.1.4) и прибавляем се к величине теплоемкости при атмосфер-
ном . давлении.
•+ ДСр (1.22)
18.Параметр Щухова определяем по формуле (I.I4).
19 Среднюю температуру газа на расчетном участке вычисляем
по уравнению (1113).
20.Определяем давление газа на входе в УКТГ по формуле (1.8).
.21 .Определяем среднее давление в шлейфе по формуле (I.I9).
22.По графику рис 1.5 находим обобщенную функцию коэффици-
ента Джоуля-Томсоно.
15
22. Пс формуле (1.23) вычисляем коэффициент Джоуля-Томссго
(дроссель-эффект)
СРсм+дСрс„ (1,23)
24.По уравнению (I.I8) определяем температуру газа на
входе в УКПГ.
16
Рис. 1.4. Зависимость л Ср от приведенных параметров газа/5/.
17
Рис.I.5. зависимость функции коэффициента
джоуля-1'омсона от приведенных
давления Р пр и температуры Т пр /б/
IS
2.. -ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ ГАЗОВ /7/
Природным газ, » сыщенныи парами воды, при высоком давле-
нии и при определенной положительной температуре способен обра-
зовывать твердые соединения с водой - гидраты.
Процесс начала образезаиия .идрата опрад^ляется составом
газа, состоянием воды, внешним давлением и температурой.
При решении задач/проектирования производственных техно-
логических процессов добычи, транспорта, переработки и потреб-
ления газа необходимо знать условия образования гидратов газа*
т.е. давление и температуру начала гидратообразования, которые
могут быть определены графическим, аналитическим, графоаналити-
ческим и экспериментальными способами.
Определим зависимость давления гидратообразования для от-
дельных компонентов природных газов от температуры аналитичес-
ким методом по эмпирическим формулам, приведенным в табл.2-i
Таблица 2.1
Состав !Интерв*л !
газа I температур!
(место- t о ’!
рождение! С !
i >
Уравнение
{Параметры гид-
!ратообраэов4-
!ния ________
!1' п !-----
! Г» CIP-OI,
! ! МПа
I ! 2 ! 3 *415
--—- ------------------£154,Ы-
СН4 -Пи, 0; Ц Рат- 5,6414 --------- -II .
- 4
Т- t + 273 °C О
0...+23ЦРа,- I.4I5 + QHl7(t + ~
J + o.oit/) 5
10
15
20
19
Продолжение табл. зд
I ! 2 1 3 ! 4 ! 5
+24.. .+47 tyPaT= 1,502 + 0,04281 25 30 36 40 47
% -10..:, . 0 1йРЙТ= 5,9205 - W аГ <ji -10 - 5 - 1
^2Н6 о.. .+14,5 ЦРМ.» 0.71 + °,05471 0 + 5 +10 +14,5
^3Н8 -12.. ..0 . 1417.92 I fl P = 'ч АРДР - - -II - 8 - 4
4ГЛТЯ m
0.. . +8,5 tjP&T« 0,231+0,05761 0 T 3 • 6 3,5
?о2 -6. ... 0 , 3369,1245 1 fl P - ТЯ ДОЭД - -6
с9гат_ j 0
0. ..+9,8 ЦРЯ_= 1,08 + 0,0561 • ai I 3 6 9,8
29
П аодслкение табл.2.1
I ! 2 t 3 t 4 ! 5
Но £ -23... 0 IS34, 1919 Цр„.4,еиг _ -23 -20 -15 -xO - 5 0
С\2 1 JS 0... +29,6 ЧРш.рт.сг.’2’^^66* Уз б 1>7Г I 10 20 29,6
Шебе- л янс- кое 0...+ 25 1g Р=0,985+0,0497(t +0,00505 t2) 0 5 10 -15 20 25
Орен- бург- ское 0... +20 U Рд_=0,891+0,0577t •J <11 0 5 10 15 20
Уренгой- ское 0... +20 lg P=I,4914+^3381(1 +0,0184 t2) 0 5 10 15 20
По полученным значениям давления гидратообрасования и
заданным температурам построить графини завис^мссти Р= / (t ).
21
3 . РАСЧЕТ РАСХОДА ИНШШТОРА ГИДРАТСНБРАЗОВАНИЯ Л . 3/
Расчетная схема в общих чертах состоит в следующем. В тех-»
нологической цепи системы сбора и промысловой подготовки газа
выделяются зоны возможного гидратообраэ обилия и предусматривают-
ся точки ввода ингибитора - ме анола. Термобарически-' режим в
технологической цепи предполагается заданным. Задача состоит в
расчёте оптимального расхода и концентрации метанола в каждой
точке возможного ввода ингибитора.
Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расхо-
дуется для нашлцения газовой фазы и растворяется в водном и
углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термо-
динамических параметров системы. Следовательно, количество ин-
гибитора, необходимого для предупреждения гидратообраг''вания,
может определятья по уравнению
л & *%*&*& ’ 3.1 )
где О- количество интибитора, необходимого для насыщения жид-
кой фазы, кг/ТОООм^;
(J- количество ингибитора, необходимое для насыщения газо-
вой фазы, кг/ТОООм^;
количество ингибитора, растворённого в жидкой
родной фазе, выделяемой из 1000 м^ газа, кг.
Значение определяют по уравнению
$n = WX2 / (Хт - Х2),
где Xj и Х2 - массовая доля ингибитора в исходном
танном растворах;
V/ - количество воды в жидкой фазе на расчетной
точке, кг/1000 м^.
Массовая доля воды в исходном растворе ингибитора (Xj)
относится к известным параметрам системы, а в отработанном
растворе (Х2) зависит от требуемого понижения температуры гид-
ратообразования газа 1. природы самого ингибитора и тределяёт-
ся по
углеводо-
(3.2)
и отрабо-
графикам рисЗд1йли по формуле (3.3).
Х2 = ---------т— ,
- молякулг зная К + М’А*
масса ингибитора;
- коэффициент, зависящий от типа раствора.
где М
(3.3)
К
22
Рис3.1. Номограммы для определения
снижения температуры гидратообразования
природных газов с растворами:
I - ЦС1; 2 -М9С12; 3 -flaCI ; 4 -#Н40Н ;
5 -СаС12; 6 -СНдОН; 7 - ЭГ ; 8 - ДЭГ ;
9 - ТЭГ. /3/
Соотношение К/М характеризует антигидратный потенциал ин-
гибиторов .
Значение константы К и коэффициента К/М для ряда инги-
биторов данй в табл .3.1
Таблица 3.1.
Значение констант М, К и К/М для ингибиторов
। Ингибиторы Ч 1 К К/М
Метанол 32 1220 38,12
: Этанол 52 ! 1220 23,46
'Этиленгликоль 62,1 2195 33,35
Пропиленгликоль 76,1 1 2195 28,84
Триэтиленгликоль 150,2 ! 2195 14,61
: Диэтиленгликоль .. ........ 106,1 I 2425 .1 22,86
23
Если известна величина Xg, то величину понижения темпеоа-
туры гидратообразования для разных ингибиторов определяют по
Ф°РМУле . К _______Xg
л ~ 1-х;
Значение необходимой температуры понижения гидратообраэс-
(3.4)
вания рассчитывают по уравнению
4t=Tr-Tp , (3.5)
где Тг - температура гидратообразования газа, °C;
Т. - температура газа в расчётной точке, °C.
После определения по графикам рис.3.1 или аналитически
находят значение Х9.
Полученное значение Xg соответствует такому раствору, ко-
торый имеет температуру застывания ниже, чем температура в рас-
чётной точке. Этот раствор не образует гидратов с компонентами
газа.
Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле
\л/= bj - f»2 + дЬ , (3,6)
где bj и fcg - влагосодержание газа в начальной и расчётной точ-
ках системы соответственно, кг/1000 М^;
Ь - количество капельной влаги в газе в начальной точ-
о
ке системы, кг/1000 м°.
При отсутствии фактических данных о количестве капельной
влаги в системе расход ингибитора, необходимого для насыщения
жидкой фазы, принимают на 10...20 % больше его расчётного зна-
чения.
Количество ингибитора, необходимое для насыщения газовой
базы, рассчитывают по формуле
gr= 0,1 а Х2 . , (3.7)
где а - отношение содержания ингибитора, необходимого для на-
сыщения газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном
вода.ом растворе.
Значение а в зависимости от давления и температуры для
метанола определяется по графикам рис3.2.При температуре ниже
- 5 °C значение а можно определять экстраполяцией графических
чанных.
Для другие ингибиторов, таких как водные растворы глико-
лем, значение 9г°т значения сейтг-втяет менее I ф и, как
24
Рис,^2,Зависимость давления от
эначе шя а /3/
правило, в расчётах не учитывается. При необходимости значение
для других ингибиторов можно рассчитать по формуле
Р V
(1в)
Б Г И
где Рп - упругость паров- чистого ингибитора при заданной темпе-
ратуре, Па;
РБ - упруго*.л паров вода, Па;
t в и1й - коэффициенты активности воды и чистого ингибитора
соответственно.
Ввиду отсутствия данных при расчётах значениями и |и’
как правило, пренебрегают.
ПримерЗ.1.0т скважин до установки комплексной подготовки
газа (УКПГ) транспортируется газ относительной плотностью
Давание на устье скважины Р^МПа, температура Тт,°С. При
транспортировке газ охлаждается до Tg^C. Давление газа на вхо-
де в УКПГ Pg,МПа. Для предупреждения гидрате образования в шлейф
подаётся Wj %-ный раствор метанола. Требуется определить расход
метанола & . Исходные данные приведены в табл. 7П и 8П.
Порядок расчёта.
25
I. Определяем температуру гидратообразсг кия газа Тр. Для этой
цели пользуются графиками рис. 1П или формулами иэ табл.21.
При низких и средних давлениях ( Р «й 9 МПа) е зависимости от
температуры среды (Т 9 -25 °C) можно пользоваться также „равне-
ниями Г.В. Пономарёва, которые учитывают состав газов через их
приведённую плотность.
Для положительных температур
Тг = 18,47 LgP - В + 18,65. (3.9)
Для отрицательных температ„ р
Тг -- 58,5 Р + Вт- 59,32, (З.Ю)
где В и By - эмпирические коэффициенты, значения которых в за-
висимости от приведённой плотности Рп газа даны в табл.Л?П.
Приведённая плотность ft определяется по уравнению
л=-^
где Д1 и Yi - относительная плотность и молярная доля гидрато-
образующих компонентов газа соответственно.
2. Рассчитывают значение снижения температура гидратообразовани.
по формуле) • 5).
3. С помщью графиков (см. рисЗ .1 Определяют массовую концентра-
цию метанола в отработанном растворе (Xg), обеспечивающую сни-
жение температуры гидратообраэования на °C.
Массовое содержание метанола в отработанном растворе ; ож-
но определять также по уравнению (3.3 Значение Хо принимают на
10...20 % больше его расчётного значения.
4. Определяют количеств'’ воды s жидкой фазе (V по формулйЗ.6).
Значения bj и bg определяют по графикам (рис. 2П) или по фор-
муле А
^Ь= -----Ю2Р+ 01 (ЗД2)
где Р - давление газа, МПа,'
А - влагоёмкость щеального газа при атмосферн / давлении,
г/м3;
В - коэффициент, показывающий разницу влагосодержании реадь-
нэго и идеального газов, г/м3 (таблю Л).
5. Определяют количество раствора метанола, необходимого для
насыщения жидкой фаз , по у авн-.ликф .2).
6. Определяют количество ?хетанола, необходимого для насыщения
26
газовой фазы, при давлении Pg и температуре Tg.
Для этого сначала по графикам (см.рис.3.2.) определяют коэф-
фициент а, входящий в равнение (3.7) Далее по уравнению (3.?)
вычисляют Jr.
7. По уравнению (3.1) рассчитывают общий расход метанола.
4. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ДООССШМРОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА/о/
Для термодинамического расчета процесса низкотемпературной
сепарации , определения потребного количества ингибитора, способ-*
ствующего предотвращению гидратообразования в промысловых сепа-
рационных устройствах и ретулируъщих клапанах на газораспреде-
лительных станциях(ГРС) м других устройствах,необходимо знать
температуру газа после дросселирования,Эту температуру газа мод-
но определить по известным начальному давлению Рр температуре
Tj и конечному давление Pj, зная интегральный или средний диф-
ференциальный аффект Джоуля-Томсона.
ПРИМЕР 4.1. Вычислить коэффвдиент Джоуля-Томсона(дроссель-гф-
фект) для природного газа,, состав которого приведен в табл.4П,
при начальных давлениях Pj и начально* температуре Тр приводам-*
нън в табл. 4.1.
Таблица 4.1.
Значения начальных давлений и начальных температур
Варианты! I 2 3 4 5 6 9 8 9 10 II 12
?,МПа }гё,5 23,$ iv <7Л ЙЛ л* «л 22.6 #О|'гг 6
ТрК !ЗО7 523 Ж 291 US 346 из X 334 3/4 304
ПОРЯДОК РАСЧЕТА
I. Определим псевдокритмчеси|е параметры Рлк, Тпк и молярную
теплоемкость Cj^ по известной эависююстк для заданного газа.
Значения критического давления Рк и критической температуры Тк
для отдельных компонентов взять из табл.бП. Удельную теплоем-
кость отдельных газов определяем по графику (рис.1.3). Резуль-
тат!-' расчета Сведены в табл.4.2.
2. По известим Тпк и Pi определим приведенные параметры
газа по форьуле (1.20).
3. По графику рис Л.4 находим изотермическую поправку к
теплоемкости от давления —ДС^’
4. По график/ рис.1.5 находим обобщенную функцию коэффициента
Джоуля-Томсона
28
Таблица 4.2
Компоненты $ 1к, К Тк 1/1 |р^МП<к PkUi r° ! r° u- UP, (КГ«Ю1
сн4
С2Н6 i
С3Н8
С4Р‘Ю 1 | !
С5Н12 1
со2
h2s
N2 1 ' ! i . i 1
Средние значения Тпк = £ТксУС
СР^м 3 •
5. Вычисляем коэффициент Джоуля-Томс она (".россель-эффект) для
природного газа данного состава по формуле (1.23).
ПРИ.’2Р 4.2v /4,'.. Определить молярную изобарную теплоемкость,
показатель адиабаты, дифференциальный дроссель-эффект для газе,
месторовдений, приведенных в табл.4П, при давлениях Р и темпера-
турах. Т (табл.ПП).
ПОРЯДОК РАСЧЕТА
I. Определяем молярную массу газа заданного месторождения, Мем,
используя данные табл.4П, табл.ПП и
Мсм=£У<М1. - (4.1)
t«J
2. Определим псевдокритические параметры Рпк.Тпк. Значения кри-
тического давления Рк и критической температуры Т:с для отдельных
компонентов природного газа взять из табл.бП.
29
3. Но известии* Тпк и Рпк определим п; введенные параметры
газа по формуле 11.201.
4. Определим молекулярную теплоемкость природного газа по
формуле Л.МЛ'ухчана и Т.В.Нагаревоя:
5. Оперделим показатель адиабаты К:
Ср
6. Определим коэффициент джоуля-Томсона:
£-Л Ж.-Ц .
1 Рк Ср 14.4)
Значение функции |(Рпк, Тпк) можно определить по рис. 1.5,
рассчитать с погрешностью менее ТА по корреляционной зависимости
Л.М.Гухмана и Т.В.Нагаревоя:
f (Rp.TJ=2,343 -0Д7((В,-0.«). («.5,
Формула (4.5) справедлива при
1,6«Тпр<2,1 и 0,8« Рпр« 3,5.
Результаты вычислений необходимо свести в табл. 4.3.
ПРИМЕР 4.3. Рассчитать конечную температуру газа Tg в кон-
це процесса дросселирования газа месторождений (см.табл. 4П )
при следующих исходных данных: Ру ,Tj ,Pg, Pq, Рд, Pg, Pg (см.
табл. 7П ); состав газа (см.табл. чП); мем; Рпк, Тпк, Ср взять
из примера 4.2.
Порядок расчета
1. определить средние приведенные параметры газа
/R-PJ.
ЕР=
(4.6)
2 Рак
Рассчитанные значения Ср,К, сЛ
заданного месторождения
Таблица 4.3
природного газа
р, МПа Рпр j Т, |фпр I К ! ! f ср, ’ к L ^кг.Ж) ! £,! 1 мПа! K j TnpCp, Ik ’ t,’ TTtp! Cp, ' к 1 £i, !ЧЙЛ»
f кФж ; (кг-ю jivMiUi у ' I j
Р1 — . ..j,.,.,.. -т— - ! ! ’ Тт I л 1 t ! ! ! ! ! ! ! ! « Т । 1 а t ч ! ... ! 1 IT i I 3.1 i ! I ! 1 f . j - —-.j- . , j _
р2 ! т ! 1 ч ! ! 1 ! г » I T2 1 2 1 ! ! , t ! To ! ! ’ 3 , ! ! ! ! 1 !
рз 1 i ! Т И t 1 ! ! I т ! ! ! l2 L__ 1 1 t T i . f t i i T oj J ! -3I ' ! T ' I”” __L_ ! 1
р ‘4 ! Т ! ! I ! 1 1 i i .! ! i i:. ! T ! 2 I r ...j ! jT ! | , ! I ! 3 I ! ! !
Р5 ! Т ’ ! I! । i ! ! f i i : • ! T ! 2 i ь ! N i j -_L 1 ’ ' ! ! ! 1 1 L—
Рб ; Td ! ! ! T2 j ! ! ! ’ 2 1 i н ’ ; s ! * 1 1 1 !
31
(4.?)
2. Определяем приближенно конечно температуру газа в процессе
адиабатного дросселирования Tg по формуле
JL,_L - 3.ST&£. х
Т, Та СРТпР<
*[о.ООЯоЧи -g +0.29 - 4<Г(R4-ЕЧ- 2О9«Г7В-PJ].
(4.е)
3. Определяем перепад температур на штуцере
Д Т - Tj - Т2 . (4.9)
Результаты вычислений дТ приведены в табл.4.4.
Таблица 4.4
Результаты значения резкости температур при дросселировании
газа
А.Р, МПа ' а£ i АВ ДРЧ А%
К ?
4.Определяем коэффициент Джоуля-Томсона :
6=дТ/аР. (4Л0)
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ PASO^.X ПАРАМЕТРОВ ВИХРЕВОЙ КАМЕРЫ ДЛЯ
НИЗИЗтаКЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА
Принципиальная схема вихревой камеры приведена на рис, 5.1.
.Вихревая камера представляет собой цилиндрическую трубу(дпи-
нойЬ), на одном конце которой установлена диафрагма для отвода
холодного потока газа (диаметром d), а на противоположном
конический вентиль для регу лрования потока горячего газа. В
камеру газ поступает через тангенциально расположенное сопло и
приобретает вращательное движение.
По данным ио следований наименьшая температура холодного по- •
"ока получается при соотношении расходов в холодном и общем пото-
ках(Ц- тр^) ,ра> юм 0,6-0,7. При одинаковых перепадах давления
температура < .".него потока в вихревой камере на I0K нижь,
Рис. b.I. Принципиальная схема вихревой камеры
33
чем при дросселировании.
Кроме этого в холодном потоке оказывается основная часть тя-
желых углеводородных компонентов газа, поэтому эффективность
системы НТО с вихревой камерой повышается до 40%.
В настоящее время еще нет закончено^ теории вихревого эффек-
та, поэтому расчет носит в значительной степени эмпирический ха-
рактер и основан на исследованиях, проводившихся на газовых про-
мыслах в нашей стране.
Рабочими параметрами вихревой камеры являются (см.рис.5.1):
Р - диаметр вихревой трубы в начальном (сопловом) сечении;
d - диаметр отверстия диафрагмы;
Ц - длина вихревой трубы;
угол раскрытия (вихревая труба выполнена в виде диффузора);
- высота вводного сопла;
- ширина вводного сопла.
Также
трубы:
используются следующие относительные параметры вихревой
относительный
диаметр диафрагмы;
относительная
длина;
относительная
высота вводного
сопла;
I =——относительная
- 4
= относительная
rD2 , .
-jjp ( И - число вводных сопел,
$ - площадь одного сопла).
ширина вводного
площадь вводных
сопла;
сопел;
Ь г?
При выборе конструктивных размеров вихревой трубы в установ-
ке НТО определяющими величинами являются расход и давление газа,
проходящего установку.
Площадь вводных сопел выбирается из условия критического ис-
течения газа из них и определяется по формуле /10/
*U0W 105'0,г7*Ро-S6 4oo ’ (5Л)
где $кр- пло;»дь вводных сопел, м^;
Go- вэс ;вой расход газа через установку, кг/с;
34
Ро - полное давление газа на входе в трубу, МПа;
То - темг зратура газа на входе в трубу, К;
И1 - коэффициент, равный для метана 0,278;
Q - расход газа, м3/сут;
р - плотность газа, кг/м3 .
Зная площад' вводных сопел и задаваясь величиной отно-
сительной площади В, определяем внутренний начальный диаметр
вихревой трубы:
S (5.2.)
Максимальная хладопр^изводительность вихревой трубы достига-
ется при диаметре отверстия диафрагмы:
d = C,5D. (о.З.)
Длина вихревой трубы выбирается из условия
|_= (50-100) D > 2С D . (5-4.)
Для поддержания постоянного дебита газа при изменении ввод-
ного давления Ро необходимо увеличить суммарную площадь вводных
сопел. В атом случае целесообразно изготовить ряд сменных сопел
с различной величиной суммарной площади, а диаметр вихревой
трубы рассчитать по наибольшей величине Скя -
Задавшись относительной высотой вводного сопла Н и числом
сопел И , можно пределить высоту и глубину вводного сопла:
(5.5.)
I
(5.6.)
Е которое ухудшение термодинамических качеств вихревой тру-
бы в облает; малых значений $ будет восполнено хорошей ее ра-
ботой при соответствующих высоких значениях .o/Pj •
ПРИМЕР 5.1. Требуется рассчитать вихревую трубу для установ-
ки НТО со следующими параметрами: 0,ма/е; Т. К; , кг/м3;
давление газа в промысловом коллекторе Р^ ,МПа. Давление газа на
входе в вихревою трубку в процессе разработки изменяется
от Р*, мПа (₽' /р, в з,9)
пт МПа (P«/rf «2,0 )
Принимаем последовательно значения Р* ,Р^ ,Р^ .
Работа вихревой трубы будет эффективной при следующих ее эм-
перически определенных параметрах:
3=0,5; L=t50 *100 >D ; oi»3,b °; ^=0,107;
H=0,20*0,«4 .
Примечание: приведенные выше параметры получены для газов,
содержащих не более О.Оио! м3/м3 конденсата.
Исходные данные для примера приведены в табл.5.1.
Таблица 5.1
Исходные данные для расчета примера 5.1.
вягИлНТЫ
Параметры ! — 2 1. 3 ! 4 ! 5 16 17 ! 0 I * 1 10
! 12,73 15,05-’ 11,5?! 13,?3>23,15120,S3!/6,2о! 19,67 ! Ill 1 1 I » ' 1
То, К izn 2.Ц ! 2X5'27^ ,!2«0 ! Zee/279; 2XI '277’273
Р, *%3 ' 0, ™ 0711 ' 0,746} 0,715 ’0,7391W 0,713' 0693 '0 673* С,7<И ; ; ; । । » ‘ 1
Н,МП<х; 5,5 1 5 5 ! ?5 ! $5 I 75 ; 5tG ' 5,5; 7,5 ‘ 7,5 J 5,5 I : i , u-~; 1
-------1----1---J;-----------1---1— —]----*----•---
Ро1 МПа ИбО ? П.0>2О,5::Уб.5Н9,о!^5;Н5‘22,0^Цб!{^
.—-----1----!---j----!---!---1---1----J---1----1---
Ро6,МПо(! 9,5 ! 10,0 ; 11,0 ; lo,o;io,5; ЯS} 10,5; й.о! 13,о! М
ПОРЯДОК РАСЧЕТА
1. но формуле (5.1) находим наиоольшую величину суммарной
площади сечения вводных сопел, считая, что при Р^ =2,0 ско-
рость истечения газа лз них критическая.
36
2. Задаемся значением относительной безразмерной площади
сводных сопел и по формуле (5.2) определяем диаметр
вихревой трубы в сопло эм сечении.
3. Определяем диаметр отверстия диафрагмы по формуле (5.3).
4. Определяем длицу вихревой трубы по соотношению (5.4.).
5. Форма трубы - диффузор с углом раскрытия конуса с£»3,6?
6. Определяем величину суммарной площади вводных сопел для
промежуточных значений PQ.
7. Для определения высоты вводного сопла задаемся значением
Н=0,24. Величину Н определяем по формуле (5.5).
8. Глубину вводного сопла (при двух вводных соплах) определя-
ем го соотношению (5.6).
6. РАСЧЕТ ПРОЦЕССОВ НТС ГАЗА С ПРИМЕНЕНИЕМ ХОЛОДОЛЬННХ
УСТАНОВОК /6/
При промысловой подготовке газа на установках низкотемпера-
турной сепарации газа обычно температура определяется условием
транспорта газа и глубиной извлечения тяжелых углеводородов из
него.
В первый период эксплуатации, когда давление на входе уста-
нов и высокое, температура сепарации газа может быть значитель-
но чиже заданной и определяется по Формуле
Тс ей < Т< — ДРot ; (61)
где - температура газа перед установкой НТС, К;
д р - разность давлений перед установкой НТС и низкотемпе-
ратурным сепаратором(перепад на штуцере), МПа;
- коэффициент снижения температуры при дросселировании
давления на 0,1 МПа, К.
Так как давление сепарации до ввода дожимных компрессорных
станций поддерживается постоянным и близким к давлению в начале
магистрального газопровода, то по явре уменьшения Др температу-
ра сепарации будет повышаться и наступит момент, когда она будет
равна заданной, т.е.
Тз =Тсед =Т “ДРбС .
(6.2.)
37
Когда соблюдается условие равенства i6.2), для поддержанш.
заданной температуры сепарации газа необходимо вводить рекупера-
тивные теплообменники.
При расчете процесса низкотемпературной сепарации газа с при-
менением холодильных машин на весь период эксплуатации месторож-
дения необходимо определить изменение температуры и давления пе-
ред установкой НТС. По годам разработки исходными данными для
такого расчета являются температура и давление на устье скважины.
Кроме темпепатуры и давления на устье скважины необходимо также
знать расположение газосборного пункта или головных сооружении,
где предусматривается НТС газа с применением холодильных машин.
измерение температуры газа на входе НТС определяем по формуле
Щухова:
т, (63) .
где Т( - температура газа перед НТС, К;
Тгр- температура грунта на глубине заложения газопровода
(шлейф), К;
То - температура газа на устье скважины. К;
х - расстояние от устья скважины до НТС, м.
*-«*«»
где £) - наружный диаметр газопровода iшлейфа), м;
Q. - объемный расход газа, м3/с;
Ср- удельная теплоемкость газа, дДжДкг.К);
р - относительная плотность газа.
Изменения давления перед установкой НТС
p-ifp.p S^PTxL ?
* юыЧОМвЧООЕ'В' <6.s>
где -давление в конце участка, ИПа;
р - давление в начале участка, мПа;
- расход газа, м3/с;
J) -диаметр газопровода, м;
L, - длин! газопровода,'м;
Р - плгт юсть газа;
38
7 ~ коэффишюнт сжимаемости;
Л - коэффициент сопротивления;
Т - температура пат , К.
г Г
де •ВвИЯМИИ^" <В
& >fj + К (6.6)
где К - содержа»»® жидкости в газовом потоке, кг/м3
После определения изменений температурь* и давления на входе
НТС по годам устанавливается время ввода рекуперативных теплооб-
менников.
При работе рекуперативных теплообменников заданная температу-
ра сепарация паза I определяется го формуле
э
Ti-Ta- aPcL, (6.7)
где температура газа на выходе трубного пространства теп-
лообменника, К.
Так как величина $ перемек.<ая и уменьшается по годам раз-
работки месторождения, то для поддержания заданной постоянной
температуры сепарации газа *Ц должна понижаться. Это достигает-
ся увеличением поверхности теплообменника, которая может нара-
циватьсядо опраделеююй величины. Следовательно, неизбежно нас-
тупает момент, Корда при заданной поверхности теплообменник,
температура сепарации будет повышаться. С этого времени осу-
ществляется отве', тепла о яомоцье холодильных установок.
Количество отводимого тепла со снижением дР будет увеличи-
ваться :
= (6;8)
где Q*- количество отводимого тепла, Вт;
Qr~ расход газа, ма/с;
д£>- перепад давления на штуцере в момент ввода искусствен-
ного холода, МПа;
дРг- перепад давления на штуцере в момент определения коли-
чества отводимого тепла, МПа;
оС<- коэффициент снижения температуры на каждый МПа в нача-
, ле ввода холодильных установок, 1{/МПа;
аг- коэффициент снижения температуры на каждый МПа в момент
39
определения количества отводимого тепла. К/МПа.
Если Р2=0, т.е. в период бесштуцерной эксплуатации,то коли-
чество отводимого тепла
&XeAf?ol<Qr^Cp . (6.9)
Если же установка НТС с искусственным охлаждением построена на
головных сооружениях газоконденсатного месторождения или за его
пределами и если не используется пластовая энергия для охлажде-
ния, то в этом случае количество отводимого тепла при заданной
постоянной температуре сепарации Т3
, (6.10)
где С|^- количество конденсата, которое может выделиться при ис-
ку ственном охлаждении газа, кг/мэ газа;
О - коли<®ство воды, которое может выделиться п. и исцусс-
1в / 3
твенном охлаждении газа, кг/м газа;
334,9 и 20934 - соответственно количество тепла, необходимое
для конденсации I кг конденсата и воды, кДж;
температура газа на выходе трубного пространства тепло-
обменника или входе испарителя холодильника. К;
температура газа на выходе испарителя-холодильника или
теипература сепарации, К.
При заданий поверхности рекуперативного теплообменника и
температуре сепарации можно определить Та ;
Т - 2 Qr ft - Т> -IQ), * Т. - (Q
It кр * ’w> (б.П)
где р - поверхность теплообменника, м^;
К - коэффициент теплопередачи, пт/(м^.К).
Мощьность холодильной стандаи
Q-ОжК, '6.12)
где К - коэффициент, учитывающий потери телловоспринимавщей спот
собности хладоагента.
В расчетах зэффициент, учитывающий потери тепловоспринимаю-
щей способности хладоагента,в зависимости от условий работы холо-
40
дильной станции, принимается от1,1 до 1,15.
Число холодильных машин
и QxK
и- ~й7~ > (6.13)
где Их - холодопроизводите’ьиост. машин, Вт.
В табл. 6.1 /6/ приведены типы машин, их холодопроизводи-
тельность в зависимости от температуры кипения хладоагента
в Ю3 кВт.
Таблица 6.’
Холодопроизводительная характеристика машин
f Тип машин t Температура кипения, К
1 260 1 258 1 248 1 238 ! 228 1 218
Аммиачные поршне- вые компрессоры: АВ-100 (п-960) 0,180
АУ-200 (п-720) 0,267 0,157 — — .
АО-бООп 1,047 0,640 * — — —
A0-I200 2,093 1,279 —
ДАО-275 ДАО-750 - т 0,407 0,814 —
ДА0Н-350 - • - 0,581 0,314
Пропановые турбо- компрессоры:
АТКП-435-1500 — — 1,512 - -
Газокомпрессопы: T0KHI/6-I5 2,91 1,686 —в, м. —
ЮГКН2/2-25 2,500 — — — ->
ЮГКН2/1,69-15 — 1,62м — — —
10ГКН2/1.5-17.4 - - 1,047 0,688 -
ПРИМЕР 6.1 /6/. Обработка Огмэ/с газоконденсатного месторож-
дения ведется на установках НТО. По условиям транспорта газа
температура сепарации принята Тс,К. Давление сепарации равно Рр
МПа. Искусственное охлаждение вводится тогда, когда давление пе-
ред штуцером Рм ,МПа, коэффициент снижения, температура при дрос-
селировании давления на МПа сС<,К/МПа. Требуется определить коли-
чество отводимого тепла Qx» мощность холодильной станции Q и
41
число холодильных машин И , если давление перед штуцером снизи-
лось до fj, ,М11а; плотность газа ft «кг/м3; д(с , К/МГ,а; удельная
теплоемкость газа Ср-2,93 кДж/кг.
ПОРЯДОК РАСЧЕТА
I. Количество отводимого тепла определяем по формуле <.б.ь).
2. Примем коэффициент, учитывающий потери тепловоспринимая-
щей способности хладоагента, равнш K*I,J5. Тогда мощность хо-
лодильной станции определим по формуле <6.12).
3. Для определевдя числа машин предварительно выбираем тип
машины из табл. 6.L. Число холодильных машин определяем по
формуле (6.13>.
ПРИМЕР 6.2 /6/. Определять число холодильных машин, если в
условиях предыдущего примера давление перед штуцером снизилось
до давления сепарации. Остав им параметры остались прежними.
ПОРЯДОК PaCSTA
1. Определим количество отводимого тепла по формуле (б.У).
2. Мощность холодильной станции о учетом коэффициента по-
тери, равного 1,15, определим по формуле (6.12).
3. Число холодильных маем определяем по формуле (6*13).
Исходные данные для пржера 6.1 и 6.2 приведены в табл.6.2.
Таблица 6.2
Исходные данные для примеров 6Д и 6.2
1'0=258 К; Р( »5,5МПа; Рт ж12,ЬМ1)а; df3,i к/МПа;. d^-3,4 к/МПа
Варианты! Ог,мэ/С ' 1 . 1 • Р2 ,МПа 1 t % ,кг/мэ 1 Юр, кДк/кг
1 333,3 <Эл 0,795 3,43
2 3 472,2 361,1 9,5 8,2 ш 3,48 3,26
4 500,0 7.5 0,765 3,18
□ 389,9 7,3 0,750 3,14
5 305,5 7,. 0,735 3,06
7 527,8 6,5 0,710 3,35
0 277,8 6,0 0,685 2,97
9 10 555,5 416,7 8,7 7,8 8:??8
42
ПРИМЕР б.З /6/. Газ после прэдварителькой обработки на газо-
сборных пунктах поступает на головные сооружения при давлении и
температуре соответственно Р, МПа и Тр К. На головных сооружени-
ях газ подготавливается к дальнейшему транспорту на установках
НТС с искусственным охлаждением при температуре сепарации Т3, К.
Расход газа пло"ностьв Jj! , кг/м3 составляет Qr.p Поверхность
рекуперативных теплообменников F , м^, а коэффициент тепл'-отдачи
К, Ьт/См^.К). Удельная теплоемкость Ср, кДж/кг. Определить по-
требное количество отводимого тепла Q*., мощность холодильной
станции Q и число рабочих машин П , если известно, что тип ком-
прессора ЮГКН 2/1Д9-15. Известно также, что при охлаждении I м3
газа в испарителе из него конденсируется ^=0,02 кг углеводород-
ного конденсата, CJ& -0,0б1 кг воды.
ПОРЯДОК РАСЧЕТА
I. Температура на выходе теплообменника Т£, с которой начина-
ется охлаждение до температуры сепарации, определяется по форму-
ле (6.II ).
2. Количество отводимого тепла определим по формуле д’6.10).
3. Мощность холодильной станции определяем по формуле (6.12),
при этом принимаем коэффициент потерь К=1,12.
4. Число холодильных машин типа ЮГКН 2/1,69-15 определяем по
формуле (6,13), используя данные табл. 6.1.
Исходные данные для примера 6.3 приведены в табл. 6.3.
Таблица 6.3
F =2000м^; К=34,89 Вт/См^.К); тип компрессора ЮГКН2/1,69-15
Варичнт ’.^мПа ft,к ! Д ; аг,к% !СР, "кГ ад
I 5,5 283 261 0,83 250,) 2,76 0,022
2 5,6 285 258 0,81 263,9 2,93 0,021
3 5,2 284 263 0,79 277,3 2,97 0,019
4 5,4 286 261 0,78 365,5 2,80 0,018
5 5,5 287 262 0,77 319,4 2,58 0,017
6 э,о 286 259 0,80 333,3 3,01 0,025
.7 5,4 290 260 0,82 347,2 2,72 0,023
8 5,2 288 259 0,76 361,1 2,68 0,016
9 5,5 285 263 0,75 375,0 3,06 0,015
10 5,6 289 260 0,74 388,9 3,10 0,014
43
7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ И КОНСТРУКТИВНЫЙ Р’СЧЁТ ЭЖЕКТОРОВ В
СХЕМЕ НТС /I/
Газовые эжекторы наиболее широкое применение нашли в уста-
новках H1V для сбора газов выветривания нестабильного конден-
сата. Принципиальная схема эжектора типа газ-вода приведена на
рис.7.1.
Основные элементы эжектора - это сопло высоконапорного (ак-
тивного или эжектирующего1 и низконапорного (пассивного или
эжектируемого) газов, камера смешения ч диффузор, активный газ
попадает в камеру смешения через специальное сопло.
Наиболее эффективны сопла Лаваля, в которых скорость истече-
ния газа больше скорости звука. Такие эжекторы именуются сверх-
звуковыми.
Диффузор служит для повышения статического давлен..я смеси на
выходе из эжектора. Сущность процесса эжектирования состоит в
том, что гаэ высокого давления вводят в камеру смешения с по-
мощью специального сопла. Сечение сопла в несколько раз меньше,
чем сечение подводящей трубы. Поэтому при прохождении через
сопло ввиду увеличения скорости газа в камере смешения создает-
ся определенное статическое давлени. За счет разницы в давлени-
ях низконапорного газа и статического давления на входе газа
в камеру смешения происходит эжектирование низконапорного газа.
Основные технологические показатели - коэффициент эжекции
Рис. 7Д. Расчетная схема газового эжектора:
I- вход активного газа; 11 - вход низконапорного газа;
111 - вых"Ц газовой смеси; 1- камера смешения;
2 - диффузор; о - газопровод
44
ПРИМЕР 7.1. На промысле имеется активный газ со следушдимх
параметрами:Ра, Qa,ta. Параметры эжектируемого газа: Рп, Од.
Требуется определить давление газовой смеси на выходе из диф-
фузора, конструктивные размеры элементов эжектора и коэффициент
эффективности эвекции.
Исходные данные приведены в табл. 7.1.
ПСРВДОК РАСЧЕТА
I. Определяем коэффициент эжекдои:
(7.1.)
и активного газов соответствен-
параметр:
‘j . (7.2.)
и пассивного газов на входе в
3. Рассчитываем давление газовой смеси на выходе из эжектора:
v Qft
Кв “тг" ’
где расходы пассивного
но, млнмэ/сут.
к. Определяем кинематический
*
где f}) - давление активного
' эжектор, кПа.
R=R&,o«<74)026(gKi+(o,665-{769^fl^R, МПа •
4. Рассчитываем основные конструктивные размеры эжектора^
диаметр критического сечения сопла активного газа
d«a » , ми ,
1 ' (7.4.)
где Та- температура активного газа, °C
Диаметр выходного сечения сопла активного газа
cLa«dea , мм.
. ’ (7.5.)
Диаметр кольцевого сечения сопла пассивного газа
о1кс “ dla VRi К э , ММ . (7.6.)
- Диаметр камеры смеаения
Dkc = c(xafe(O^bZ + K9)+O,7S3' мм . ?
45
Длину камеры смешения принимаем равной
Uc = <0 Dkc , ММ. (7£.>
5. Вычисляем коэффициент еффективности эжекции;
Кэ<р«^-Ю0,’/ > (7.9.)
где Рд - давление смеси в том случае, если бы газ смешался бел
применения эжектора, определяется по закону Дальтона:
P» = Q^+-S$GiAMna-
Таблица 7.1
Исходные ’днные для примера 7.1-
Ра, МПа f Qa ,Йя~!fca, °C! Рп , МПа >Qn , млн л3/сут
ант । jсут j’' j ।
I
2
3
4
5
6
10
II
12
13
14
15
16
7
8
9
13,81
6,55
9,47
7,82
10,68
8,27
11,36
10,15
12,89
11,93
9,83
8,58
12,67
7,21
8,39
11,57
8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОТИВОТОЧЮГО АБСОРБЦИОННОГО
ПРОЦЕССА ОСУПКИ ГАЗОВ / I, 9, II/.
хехнологический расчет абсорбционного процесса осушки газов
включает определение числа тарелок, количества поглотительного
раствора, его исходной и конечной концентрации, диаметра аппара-
та, точки росы товарного газа и т.д. Точку росы газа устанавли-
вают исходя и? требований отраслевого стандарта ОСТ 51.40*83
(табл. 12П).
46
для расчета принимают, что температура абсороции остается
постоянной по высоте колонны и равной температуре газа на вхо-
де, так как теплосодержанье газа, подаваемого в абсорбер, зна-
чительно превышает теплосодержание раствора.
Исходя из требуемой точки росы осушенного газа и температуры
газа на входе,по графикам рис.ЗП определяют исходную концентра-
ции раствора осушителя (с некоторым запасом).
Исходные данные
Радчитать абсорбер для осушки углеводородной газовой смеси
дизтиленгликолем (ДОР) при следующих исходных данных: Ус,мэ/ч,
давление в абсороере Р, МПа; точка росы осушенной газовой смеси
tp, °C (табл. 12П). Ссдеркание ДЭ" в свежем растворе Хр ?:асс.
долей. Состав осушаемого газа приведен в табл.7П, значения ис-
ходных данных приведены в -.абл.8П.
ПОРЯДОК РАСЧЕТА
i. Определяем влагоеидержанип газа.
В случае насыщения Газа водяным паром влагосодержание опре-
деляется по графику \рис.2Ю.
Температура контакта влажного газа(кли температура, при ко-
торой следует подавать газовую смесь в абсорбер) определяется в
зависимости от содержания ДОГ Хр масс.долей из графика,приведен-
ного на рис.ЗП; она равна tc,°C.
47
Точка росы влажного газа до контакта с ДЭГ-
1 "tp ~ tp + • '8 Л)
где ДС - понижение точки росы, определяемое в зависимости от
температуры контакта (рис 8.J),
Начальное влагосодержание углеводородного газа (см.рлс.
2Ю при температуре tc> °C и давлении Р,МПа равно Сн>кг/м^,
конечное - при температуре * р »°С и давлении Р, МПа равно Ск ,
кг/ м^.
Температура ДЭГ при вводе в абсорбер принимается равной
1гл tc .
2. Определяем количе гво раствора ДЭГ.
Количество свежего раствора (кг/ч), подаваемого в’погло-
тительную абсорбционную колонну, рассчитывается по формуле
Х2
Огл ~ бвл.п. х - X »
где 1 2
&вл л “ количеств0 поглощенной влаги, кг/ч;
Ху и Xg - концентрация ДЭГ в свежем и насыщенном растворе,
масс.доли.
(8.2)
Рис,8.1Лонижение точки росы газа в
зависимости от температуры контакта
и концентрации ДЭГ
Количество поглощённой влаги рассчитывается по формуле
С’вл.п = ССн ~ Ck)V » 2 6-2)
где V - объёмное ко^ичест^р углеводородного сырья, ы^/ч.
48
Объёмное количество углеводородного сырья находят по фор-
муле
-2,4 &( tc+ 273)- O,1.IC6Z
v -----------------------------
Мг 273 Р
где G - количество газа, кг/ч (таблб.Й,
Расчёт состава газа
(8.4)
Таблица 8.1
Компонент'Мольная(Состав(Кали- (Содер- !масса (газа, (чествование I Mi. 1%объём! й , 1 , U 1 1 1 1 !., (мольн. 1 I 1(<^/!доли ! Количест-(Содерч во (жание. । r Vi-Hi ’ &Г 22,4 кг/ч (масс. , (доли
ICH, жгг Но S CCj, 1 1 1 ; й £ 88 £ Й S — i i 1 1. — ——J
- rV- е=
Объёмное количество углеводородного сырья находят по
формуле
_ ал &(te^>-o.I7o6z__________ (е 5.
. мг 273 Р
где fr- количество газа, кг/ч (см.табл В.5)?
2,- коэффициент сжимаемости газовой смеси.
Для смеси газов коэффициент сжимаемости газовой смеси
определяется в зависимости от приведённых температуры и давлен
ния:
- Т Р
. е-б> «пр--:------------ • <8-’>
пс.кр гпс.кр.
где Тпс кр<, К и Рпс.кр>. МПа - псевдокритические параметры
компонентов, рассчитанные в табл8.2.
49
Таблица g .2
Расчёт псевдокритических параметров газового
сырья абсорбера (без влаги)
I !Содери»-!Критические параметрыПсевдокритические пара-
!ние $1 ,, I ______________ I метры _________________________
Компо- 1мольн. IТемпература.давление !температура,!давление
г Г !
сн4 I
сл J ..
^4HI0 i
н2?
со2 (
Коэффициент сжимаемости при Х^^
l±£—iLp.
“ ^пр 1
Объёмное количество свежего раствора
. , G ГЛ О
Угл= —р— . «г/ч » (8,8)
где fi- плотность раствора при температуре •£ (рис.4П )•
Количество циркулирующего гликоля зависит, главньы обра-
зом, от производительности установки осушки по газовому сырью,
его влагосодержания и степени осушки,В промышленных системах
оно составляет I...I0 м^/ч /Ц/.
3.Материальный баланс абсорбера
Уравнение материального баланса абсорбера (рисб.2)имеет
вид
Gy + (?гл = (?о + &гл.н. (8.9)
Его левая часть отвечает вводимым потокам (кг/ч): fr -
с увлажнённым газов, л сырьём; @гл - с раствором гликоля; пра-
вая - выводимым из аппарата материальным сырьём; (ггл ч - с не
сыщенным раствором гликоля.
Количество увлажнённого газового сырья
G-y = G-♦ сн V • (8’10)
50
Рис.8.2,асчётная схема абсорбера
для осушки углеводородной газовой
смеси
Количевтво осушенного газового сырья составит
Go “Gy “бвл.п. "Gp.y. ’ (8.II)
где Gp у - количество углеводородных компонентов, растворимых
в ДЭГ, кг/ч.
Количество углеводородных компонентов, поглощаемых ДЭГ в
результате растворения,
Gp.y.= Vp.y.Pp y V™. , (6,12)
где Ур у - растворимость углеводородных газов в ДЭГ, м^/м^;
J)p У - плотность растворяемой газовой смеси, кг/м^.
Растворимость углеводородных гасов в ДЭГ у при давле-
нии Г,МПа и принятой средней температуре в абсорбере (t.
принимается на 5...8 °C больше и в конце расчёта проверяет-
ся) определяет я по графику рис.5П.
Плотность растворяемой газовой смеси, или плотность сырья,
Мр 273 . S', л
Р
(8,13)
Р-у- 22,4 (t +273)’О,Г Z
Количество L-ro углеводорода, растворяющегося в ДЭГ
9i“ G-p.y. Xi , 18,14)
где Xf - массовая доля l-го углеводорода, растворивяегосг. ь
/ТЭГ.
Массовая доля L го углеводорода, растворившегося в ДЭГ,
находится из предположения об одновременном растворении углево-
дородов пропорционально их коэффициентам диффузии в растворите-
ле.
Коэффициенты диффузии углеводородов в ДЭГ при средней тем-
пературе абсорбции t°C рассчитываются по приближённой формуле
Dt~ D20 [j + в (t - 20 >3 » (8 .15'
гДе D оо " к0ЭФФ1‘Циен'1' Диффузии углеводородов в ДЭГ при темпе -
ратуре'20 °C, ьг/с;
в - коэффициент, учитывающим влияние температуры на диф-
фузию вещества.
Коэффициент [J go рассчитывается по формуле
п 1Ч06_____________|/'l I ,
Шс tV|/3)2 I UA Mg ’ 8-If
где А и В - коэффициенты, зависящие от свойств растворённого
вещества и растворителя (для газов А=1; для гликоля В=-2);
= 25 МПа-с - динамический коэффициент вязкости /Э./;
Уд, Vg - молзиме объёмы растворённого вещества и ДЭГ;
Мд и Mg- мольные массы газа и гликоля.
Мольные объёмы углеводородов и гликоля определяются как.
сумма атомов объёмов элементов, входящих в состав газа и глико-
ля. Результаты их рассчётов приведены в табл .8,3.
Температурный коэффициент в может быть определён по эмпи-
рическим формулам: ,—
.-O.2J£- , <8.17)
jyp
где - плотность жидкости, кг/м^.
Значения коэффициентов диффузии газов при температуре
+/:С, рассчитанные по формуле^ приведены в табл.8’3.
52
Таблицав,з
Расчёт состава углеводородов, растворённых в ДЭГ
Компонент(Мольная! Мольный (Коэффициент диффузии! v._ De i
[масса ! объем
1 Mi ! Vi jEflO^yir/c ’ масс.доли j
сн4 ! i6 ; 29,6 _ i'
С2"6 30 , 51,8 5.39 J |
44 j 74,8 ; 4,20 |
£4Н10 ; 58 ; 96,2 । ’ 3,50 /
£ i ’ I — 1 2W 1 1
. Равновесные потери гликоля ДП при его испарении и унссе
из абсорбера с выводным осушенным газом определяются по диаграм-
ме (рис. 6П) в зависимости от температуры контакта °C и дав-
ления в абсорбере Р МПа.
Количество теряемого ДОГ
Количество
<3 =до.Х-
У 1000
(8.18)
осушенного газа
Go = Gy -GM.n. -Gp.y. +9гл. (8.19)
Количество насыщенного раствора гликоля
Огл.н “Огл + Фвл.п +Gp.y Ф гл. (8.20)
Материальный баланс процесса осушки углеводородного сырья
представлен в табл в,4.
Таблица 8.4
Материальным баланс осушки углеводородного
сырья
Поток, поступающий в абсорберГКоличество,!Готок,выводимый’Коли-
(см.рис.4) I кг/ч !из абсорбера !чество,
t ! (см.рис.4) 1 кг/ч'
Увлажнённая парогазовая смесь' 1 Осушенная газ о-
Gy r- J 1вая. смесь Go
Свежий раствор гликоля (у гл И асыщслныи раст-
51 ' П' : , :ВОП ГЛИКОЛЯ (угдн_
ьз
Содержание ДОГ в насыщенном растворе составляет
(тгл
I Сггл.н
(8,зп
увеличено Xg приведёт к заметно-
следствие, к увеличен э энерго-
Расчёты показывают, что
цу росту количества ДОГ и,как
затрат на его перекачку.и регенерацию. Поэтому расхождение чис-
ловых значений Х^(приНИЮе^р«Чв‘га) . и XgD, равное AXg%,
следует считать допустимым и перерасчётов не тт>ебуед<КесЛ1'
3 %).
4. Тепловой баланс абсорбера
В рассчитываемом абсорбере осушка газа должна протекать
при изотермических услов"ях, что практически незначительно
повлияет ла температуру ДОГ.
Уравнение теплового баланса абсорбера имеет вид
Q.fry + 0(ггл + Qk + 0-р =0&о + ОЛгл.н • - (8,22)
Его левая часть отвечает приходу тепла (кВт): Ufry- с га-
зовым сырьём; йогл - со свежим раствором ДОГ; Цк - от выделе-
ния тепла п; » конденсации водяного пара и растворения конденса-
та в гликоле; Qp - от частичного растворения углеводородов в
гликоле; правая - расходу тепла (кВт): Q(j0 - с осушенным газом;
й&гл н ” с насып<енн л раствором гликоля.
Количество тепла, вносимое в абсорбер влажным газовым сы-
рьём,
flfry = 6yCptc , ®.23)
- теплоёмкость газового сырья^рассчитывается по формуле
Ср = СР'^СР * . Й’24>
- изобарная теплоёмкость газовой смеси в расчёте на
где Ср
РДе СР , о
идеальный газ, кДж/(кг-°С);
поправка на давление, кДж/(кг-°C).
' Теплоёмкость С° вычисляется по формуле
со = 1У;‘ср£ • te.25>
где у£ - содержание (.-го компонента в смеси, масс.долл:
С®,-^теплоёмкость i-го компонента в расчёте на идеальный
газ, кДж/ (кг • °C).
Теги, .ёмкость компонентов газового сырья как идеальных гл
зов рассчитывается по формуле
Ab El + f£ (—) hi(JL)3+n<ioo_) 26)
bTh юо ‘ ioo too 4 т
где E{ .Ft. G-t. Hj. , гДж/(кг-°С) - коэффициенты, значения кото-
рых для ряда часто встречающихся в расчётах веществ приведены в
табл. 13 П.
Расчёт изобарной теплоёмкое .’и сырья как идеального газа
дан в табл.8.5,
Таблица 8,5
Расчёт изобарной теплоёмкости газового
сырья абсорбера (t с°С)
1 Компонент (Количество а> , 'Содержание у< , (Теплоёмкость lytCfLu
I ! кг/ч (масс.доли !С° ,кДж/(кг.(едлуЧкг-
I I ! Pi 6С) I ХСС)
— ' •' - —Г —т -п .
ТГскхю г ter:— 1 _L2
Поправка теплоёмкости на давление в аппарате рассчиты-
вается по формуле _ .
ДСр» (Дср ^ДСр),
( 8.27)
гдеR=8,315 кДж/(кмоль,0С) - универсальная газовая постоянная;
8J- безразмерная величина (фактор ацентричности), для раз-
личных газов приведена в табл.д.^-
ДСр.йСр - функция, упитывающая влияние давления (безразмер-
ная величина).
№личин«;ДСр, АСр определяется из графиков, приведённых
на и PHCj&j-J^ зависимости от ^пр и-пр"
55 Таблиц? 8.3
Расчот фактора ацентричностй для газового онръя абоэрбдрь
Компонент Мольная масса Ml 'Количество Юолепжание! ! | к??; ,1 СЛ |<й'<А ! ! кмоль,'ч 'мольн.дэли! t
СН4_ 1 С4Н10 л2 <г ~1 сс? 16 1 1 _ 0,0104 |
30 k~‘44~~ 58 - -34- ~ 44 j ' 1 [ , 1 1 ; I 1 ' । Г J i 1 | ' i i I I L ' —J--; - ii i H i i 1 i II 1 i I ; ! j I । 1 L-__ J ' , j . Го.оэвб 0,1524" о го i d djjo'co^ 6,2310 — — * *
Н.,0 р. 18 _ — C,34B0| _
Количество тепла, которое вносится в абсорбер с раствором
ДЭГ, составляет Л .
Огл Срл 1гл ’ <8,26.
где Срл - средняя массовая теплоемкость Xj %-иого раствора ДОГ
при температуре 1гл °C, цДж/(кг'°С).
Величину теплоёмкости ДОГ находят из графика (рис.8,3).
Количество тепла, выделяемое при конденсации водяного л -
ра и растворении конденсата в ДОГ.
ак= в* о!' • ®’29'
» •".............
Температура,
Рис 8 .‘З-Диаграмма. для определения
теплоемкости растворов ДОГ /Ц/
Цифры на кривых соответствуют
,:одер:кани:о гликоля в водном раствс -
е,,% масс.; штрих - пунктирной ли-
гиеи ограничена зона образования твёрдых гидратов)
, ' 55
где Q.- количество тепла, выделяемое при конденсации водяного
пара, кВт;
Q."- количество тепла, выделяемое при растворении конденсата,
кВт.
Количество тепла, выделяемое при конденсации водяного пара,
0-,= (гвл.п‘ ^HqO ’ 4 8,30)
где «=2424 кДж/кг -теплота конденсации водяного пара при
температуре £ .
Количество тепла, выделяемого при растворении воды в ДЭГ,
0." ’Пвл-п.-гр <6.31)
где 7d=I35,2 кДж/кг, теплота растворения воды в ДЭГ.
Количество тепла, которое выделяется при частичном раство-
рении углеводородов в ДЭГ, рассчитывается ю формуле
Qp=X9£2i , (8.32)
где д.- количество (.-го углеводорода в ДЭГ, кг/ч;
2.1- теплота растворения I.-Ги углеводорода в ДЭГ, кДж/кг.
Расчёт количества тепла, которое выделяется при частичном
растворении углеводородов в гликоле, представлен в табл. 8,7.При
этом теплота растворения 2( углеводородов принята равной тепло-
те их парообразования (рис.дп).
Таблица g
Расчёт количества тепла, выделяемого при
растворении углеводородов в ДПГ
(Компонент’Состав раствооён~1Количество раст-’Теплота раст-!
’ ных углеводоро- !ворённого угле- творения угле-! Угнала.
• !дов Xt , масс. ’водорода g = ’водорода 2; Л
I ’ доли !=£„ „ X; 1 - ! кДж/кг ! .
! !кВт
Ц : । i |
....г j
•!C2h8___L „ -.......... j Г 2cj
R!IC ! .. ' ...
i S“ ’ 1,0000 ! ' - in -
и 57
Количестве тепла, кстсрое выводится из аппарата осушенным
газом,
Обо = Go ср to • . fe .34)
где Ср - теплоёмкость осушенного газа при температуре Х.с> при-
нятая равной теплоёмкости газового сырья. Тепловой баланс абсор-
бера представлен в табл 45 ,q .
Таблица 8.8
Тепловой баланс абсорбера
Наименование теплового потока
тура,!Количество
(тепла,кВт
Приход 1
^Газовое сырьё Q.Qy
Свежии раствор Цо.гл
Тепло конденсации и растворения воды Qp
о I ' ;
Расход I |
(Осушенный газ Qg0 ( ;
(насыщенный раствор Q.G ГЛ.Н j Ьн° I
j si ___________________________________ ; |
*По разности с приходом 0&гл<н=Еприход -Qfr0-
Температур.-, насыщенного абеэрб^дг^ выводимая из абсорбе-
ра, рассчитывается по уравнению
+ = ЗЙОЗ&глЛ-------- , (8<3б>
бгл.н’^н
где С,, - теплоёмкость насыщенного гликоля, кДж/(кг,0С), опреде-
н ,
ляется по графикам рисц Зпри £н .
Тогда средняя температура в абсорбере
2
(8.36)
Пол. генные значения сравниваются с принятым средним зна-
чением температуры в абсорбере t • Если расхождение находится
в допустимых пределах (5....8 %), то расчёт теплового иаланса
абсорбера считаем верным;если нет, то надо задаться новым сред-
ним значением температуры в абсорбере и расчёт теплового балан-
са повторить.
58
5. Определение числа теоретических тарелок.
При проектировании промышленных процессов ссушки принято
г(^фкческое определен? числа теоретических тарелок.
Координаты крайних точек оперативной линии рассчитывают-
ся так.
кмоль
На входе растьора и е ходе ^сушенного га-а
I -X, Ир/Р»'-
Лт s 1 1 ’ «
Х1 “• ?>
воды на один кмоль ДЭГ при его ввода в абсорбер.
(8.37)
. 22,4 Ск
у2 = —’ <8.38)
кмоль воды на один кмоль газа на его выходе из аппарата.
На выходе раствора и входе газа
кмоле воды на один кмоль ДЭГ при его выходе из аппарата.
, 22,4 С„
у1 я —г;—— • (ело)
мв
кмоль воды на один кмоль гааа при его вводе в абсорбер; мольная
масса насыщенного раствора ДЭГ Мрл н рассчитана в табл. 8.9
Таблица а.9
Расчёт средней мольной массы насыщенного
раствора ДЭГ
’Мольная Компо- (масса цент ! И; ! Количество Ql , 1 И“ •* > кг/ч ' 1 Mi !кмоль/ч Содержание ! Xi= -&,» Х'= -Si-,1 1 L 1 2$’! «1 m’i масс.доли!мольн.доли
I Г 2 3 4 1 5 6 ! 7
ДЭГ 106,1 Н2о 18 С114- . 16 о.,.ч6 30 'W’8 ц ! J !
59
Продолжение 1'абл.Ь.9
I ! 2 ! 3 4 ! 5 1 и ~ ‘ 7
c4HI0 I se
Е I ~_____________________________________________
Оперативная линия АВ, построенная по координатам А (X',
У?) и В (Х^, У^), показана на рис.8.4.
Рис.8.4 График для определения числа
теоретических тарелок в абсорбере
Расчёт координат линии равновесия дан в табл.З.Ю^при
этом зада» ряд числовых значений концентрации воды э растворе
Xi (масс.доли) и из диаграммы (рис.фП) определяют числовые
значения парцианальных давлений в растворе ДЭГ.
Мольная, концентрация воды в растворе рассчитывается по
формуле.
Xi=Mcp.i.-^- , (8.41)
9
где М_п : - средняя мольная масса раствора ДЭГ. Числовые значе-
‘•'Г • v t t
яия средней мс.;ьнои массы растворов ДЭГ рассчитаны по формуле
60
М°Р•1 = XL , ^-Xi
Мв Мгл
(8.42)
и представлены в таблВ.Ю. Кривая равновесия СД изображена на
рис. 8.4.
Таблица 8.10
Расчёт координат линии равновесия
Концентрация’.Мольная масса’Давление во- воды в раст-Iраствора !дяных ларов воре XL , ! М„_ . !в растворе масс.доли ! ’(см.рис. гП) 1 ! ! Pi , Па ! ! t i i ! ! 1 1 Мольная кон-!Равновесная центрация ’мольная кон- воды в раст-!центрация воре ! водянь.: па- , у, !ров в газе Х'-“ер.г£Ч у,._ _п__ кмоль/кмоль! ? Iкмоль/кмоль
0,01 0,02 0,03 0,05 0,10 - i 1
Построением ступенчатой линии от точки входа газа в абсор-
бер и выхода раствора из абсорбера (точка В) до точки выхода га-
за и j/ода раствора (точка А) определяете- (с некоторым запасом)
число теоретических тарелок т (округляем до ближайшего целого
числа).
Зная к.п.д. принятой тарелки ()^т) вычисляют число рабо-
чих тарелок N р по Ф°РНУле
I (Т
(8.43)
Обычно к.п.д. тарелок в промышленных абсорберах гликоле-
вой осушки лежит в пределах ]^_т = 0,25.. 0,40. С целью макси-
мальной осушки газа принимаем }^т=0,25.
6. Определение диаметра абсорбера
Диаметр абсорбера в наиболее нагруженном питаем сечении
(под нижней тарелкой) рассчитывается по формуле
61
. .^5),
<8 .44)
Ko С + 35
- расход насыщенного абсорбента из абсорбера,
ГДе с4 -- &-г-л-н
гДеЬ-гл.н 360С
кг/с;
У^гл.н, кг/цЗ - плотность раствора гликоля при температуре
(см.рисАп),
1^=0,25 - коэффициент для тарелок, состоящих из £ -образных
элементов;
С=480 - коэффициент для абсорберов при расстоянии между та-
релками |qT=0,6 м;
Qy - расход газового сырья в абсорбер, кг/ч;
л - плотность газового сырья.
J Числовое значение диаметра абсорбера принимается равным
ближайшему большему стандартному £ . Приемлемость принятого
значения диаметра абсорбера должна быть проверена расчетом ра-
ботоспособности тарелок (последовательность такого расчёта бу-
дет рассмотрена в курсе "Процессы и аппараты промысловой подго-
товки скважинной продукции").
7. Определение высоты абсорбера.
Рис8,5 Схема для расчёта высоты
абсорбера осушки газов
62
Рабочая высота абсорбера Нр (рис .g^g) равна, и:
нр ’hi +hz +йз ’ (9.45)
где^ - высота нижней камеры абсорбера;
- высота части абсорбера,занятой тарелками;
У]3 - высота верхней камеры абсорбера.
Высота нижней камеры абсорбера принимается равной
1,5 м.
Высота '
Иг’^р'^Ит ’ ^8,46)
где - число рабочих тарелок в абсорбере.
Высота верхней части принимается равной 1,5 м.
9 ТЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ДЕСОРБЕРА ДЛЯ РЕГЕНЕРАЦИИ
РАСТВОРА даэтилЕНглимоля / Ц/
Исходные данные
Рассчитать десорбер дл.. регенерации насыщенного раствора
циэтиленгликоля (ДЭГ), состав которого дан в таблВ.9, при сле-
дующих исходных данных: количество раствора ДЭГ (угл н (см.
таблб.9'; давление в десорбере Р=0,12 МПа. Содержание ДЭГ в ре-
ген рированном растворе не менее Xj (см.таблИП).
Температура растворе ДЭГ < со выводе из испарителя
t; = 154 °C.
Схема материальных потоков приведена на рис.9.1.
Порядок расчёта
I. Температура в десорбере.
По данным работы десорберов нескольких промышленных уста-
ь 'вок ссылки газа раствором ДЭГ температура ввода сырья в десор-
бер находится в пределах 52... 109 °C. Для различных вариан-
тов £ р приведена в табл.1411. Температура парогазовой смеси, вы-
водимой из десорбера, принимается равной £п. Температура воды,
подаваемой для орошения верна аппарата, принимается равной t0
(r-м. табх^П).
Температура раствора ДЭГ после обмена теплом с более наг-
рет.й парогазовой смесью определяется из теплового баланса де-
: i'epa. '
2. Материальный баланс десорбера.
Уравне* че материального баланса десорбера имеет вид
Рис.9.1 Схема материальных потоков
десорбера для регенерации раствора ДЭГ
$гл.н + & + Go + &ж = бп.г.с + G&&'- (9 11
Левая часть уравнения отвечает приходу материальных пото-
ков (кг/ч):
Огл н ” насыщен1101,0 раствора ДЭГ, подаваемого на регене-
рацию; Q!r ~ отдувочного газа; g-0 - вода, подаваемой на верх
аппарата в качестве орошения для уменьшения потерь гликоля;
^ж - жидкости из испарителя; правая - расходу материальных
потоков (кг/ч): Q.n г с - парогазовой;смеси; - жидкости в
испаритель; - регенерированного раствора ДЭГ; - испарив-
шегося орошения.
Для регенерации раствора гликоля до концентрации 99'%
(масс.) и более применяется отдувочный или отпарной газ, пода-
ваемый псд первую тарелку десорбера. Отдувочный газ уменьшает
парциальное давление водяного пара и способствует переходу во-
ды из жидкой фазы в паровую.
Количество отдувочного газа рассчитывается по формуле
N'r-'Nrn'S/K > i9-2>
?дэ - з .и', честно ДЭГ в насыщенном растворе, кмоль/ч;
£ - фк” тр десорбции.;
Г - таята ?звнтпесия воды в системе ДЭГ - вода.
64
Количество ДЭГ в насыщенном оастводе
Nr” = Л"-2- . кмоль/ч . ^.3)
мгл.н
Фактор десорбции воды можно определить по диаграмме Крем-
сера <'iHc9,2i 'для этого принимается число теоретических тарелок
к|т=3- Расчётная степень отпарки парогазовой смеси в десорбере
о щ « D.3 ajs di dv <2 # цо лд t>o ю
фактор абсорбции А (S)
Рис .9_,2Расчётная диаграмма Крейсера
Тогда при У* и Йт из графика Крейсера находим . Тем-
пература отдувочного газа принимается равной - 154 °C. Тог-
да -константа фазового равновесия для воды при этой температуре
и давлении Р = 0,12 МПа определяется из графика (рис.9,3).
Состав принятого в данном случае отдувочного газа дан в
табл.(9.1).
Расход отдувочного газа составляет:
&'r--NrM? ’ кг/ч или Vr =
При отом плотность газа
Р Мг Р 273____________
г ” 22,4 ( t? + 273)-0,1-10е
, М3/ч . (9.5)
кг/м3. (9.6)
65
равновесия воды в системе ДОГ -
вода от температуры и давления
Таблица 9Д
Компо- нент 1 Мольная ! масса ! Ml ! ! 1 Содержание ! ! мольн.доли 1 ! ! MiYf 1Содержакие | у,₽ МлУС-. 1 XMty/, 1масс.доли •
сн4 16 0,970 15,52 0,9227
С2!х6 30 о ,ооу 0,27 0,0160
C3rf8 44 0,013 0,57 0,0338
С4:-10 58 0,008 1,000 0,46 Мг=16,82 0,0275 1,0000
66
Удельный расход ^отдувочного газа
Vr /V гл.н ’
где угл н - объёмное количество насыщенного влагой ДЭГ, м’-’/ч.
Велй’ота \/гя н рассчитывается по формуле
V Гл.н= -ЬШ.-Н , ‘<7’1 , (9,8)
п /гл.н х
где >т'гл н - плотность раствор? гликоля при те-.пературе С 2
(см. тгбл.14П), определяется по графикам (рис.4П)'.
Удельный расход отдувочного газа в промышленное десорбе-
рах ДЭГ находится в пределах (л) - ТО... 100
Далее рассчитывает количество парогазовой смеси, выводи-
мой из аппарата. Однократному испарению раствор ДЭГ подвергает-
ся дважды: первый раз - при вводе сырья /3‘гл.н D Десорбер и
второй - при вводе негретого в испарителе жидкого остатка
Г' лученного после однократного испарения сырья (см. рисЭЛ. При
этом допускается, что при контакте с отдувочным газом состав
насиненного гликоля после первого однократного испарения не ме-
няется. Такое допущение обеспечивает резерв разделительной спо-
собности десорбера.
Мольная доля отгона Q1 рас сосчитывается путём подбора та-
кого значения Q' , при котором удовлетворяются равенства:
2xnc = Z------------------= т; £уи:= 7К-Лн£= Т, (9.10)
Г е(Кс -I)
где УИ£- содержание t-го компоненте в жидко" и паровой фа-
зах, образовавшихся при однократном испарении насыщенного ДЭГ,
мол»н.доли;
К - константа фазового равновесия L -го компонента.
Однократное испарение насыщенного раствора (}гл проис-
ходит при температуре и давлении Р. Однократное испарение
жид ..ого потоке Q- - при температуре и давлении Р.
При в 'их условиях константы фагового равновесия для мета-
на, этена, пропана и бутана могут быть найдены из номограммы
рис.ПП-’; константа фазового равновесия для раствора ДЭГ рас -
считывается по формуле
‘'дэг = ^дэг^ ’ '9.II)
где РдЭГ - давление насыщенного пара ДЭГ, Па.
67
Давление насыщенного пара ДЭГ (Па) в интервале температур
от 80 до 165 °C можно вычислить по уравнению
1оРп__ = 10,2775 - 27^-‘3 , (9.12)
J До! ip
где Т - температура, К.
Далее подбирают значения мольных долей отгона:
при однократном испарении раствора ДЭГ вj ;
при вторичном однократном испарении ДЭГ fifg .
Расчёты составов парогазовой и жидкой фаз, образовавшихся
при однократном испарении абсорбента, сводятся в табл .9 ,‘2 и 9,3
При этом допустимые невязки величин £Xi и ЕУх распределяют по
компонентам.
Содержание ДЭГ в растворе после однократного испарения
при tg и Р составляет Xl (для дЭг см.табл^»2). Для подачи в
абсорбер осушки газа требуется раствор, содержащий Хр масс.до-
лей ДЭГ (см. исходные данные).
Сопоставляя эти величины, делаем вывод о выполнении или
не выполнении условий регенерации.
Содержание ДЭГ в растворе после второго с дтократного ис-
парения пеи t j ,СС и Р,МПа составляет X*. (для ДЭГ см.табл?,3)(
масс.долей. Сопоставляем полученную величину с требуемым содер-
жанием ДЭГ в растворе Xj (см.исходные данные) и делаем заключе-
ние о выполнении или не выполнении условий регенерации;
Массовые доли отгона равны:
при t2 °с ет = ei - МУ1 (9.13)
при tj °с мгл.н
^2 - ^2 ~ Му2 • (9,14)
xl
где Мд (см.табДЭ.2), Мд (см.таблЭ.З), Мгл н (см.табл.8.91
Mxj (см.таб1б,2).
После перього однократного испарения имеем:
количество парогазовой смеси
Gn-ei-G-r,., • <9-IS>
количество жидкости
• «’-и»
таблица g .о
Расчет дали отгона при £ 9 °C и Р МПа
Компо- нент Соде^кание' молыьдоли' Kt J Х-= — 1 м;х! : ! Х= —Mili г SMiXi у. - __
ДОГ н2о сн4 С2Н6 С3Н8 ,С4НЮ 2- 106,12 18 16 30 44 58 1,0000 . - 1,0000 1,0000 “уГ 1.0000 1.0000 g>
Теплица 9.3
Расчёт доли отгона при fcj °C и Р МПа
Компо- нент 1 Соде^кание молыьдоли х.= —fii—. 1+ (к-d У{‘жК4х| MiXl 1 ! МЛ i xf -Д124— ; г 1мсх[ у(. Ji4- 2МЛ
ДОГ няо сй4 с2н5 С3Н8 С4НЮ Е. 106,12 18 16 30 44 58 1,0000 1.0000 1.0000 Мх2= Му2« ,1.0000 I.0000
Таблицу 9.4
л мпонзнт’Мольная’
’масса ’
Расчёт количества и состава парогазовой см.си,
выводимой из верхней части десорбера
Поток £*п !Отдувочныи газ Q‘? !Поток £п г <с= £п +
j j+Gn + (гг*
’содержание!«оличе^’содержание’ноличе-Содержание’лоличес-!количество’Содержа-
!У1 ,масс. 1---- ----------- '-----
!доли (см.
! бл.д.2)
Поток £п
1
! ст в о
J (у nt =
i=v-
• кг/ч
’Ji ,масс. ’ство !У£' ',масс. ’тео&\
игя> I ®’»- 1ж.йг'
№ “'I
!
!
кг/ч!
ге>‘ •; о
! кг/ч I кг/ч!
’ние
т“—П
I И
-69
! ijmоль 2 Я! X**
!/ч !мяс<молы
! !доли ДОЛ!
дэг 106.12 —
н?о 18 • " )
Й 16
.... С2% ЗС '
44
- ,С4Н10 ; 53
- L- Меге* L_
70
Пси. ;е второго однократного испарения имеем;
количество парогазовой смеси
Gn = ©2 б-ж •
количество жидкости
б'ж'бж'^п • (9ДЬ)
Парогазовая смесь, образовавшаяся в результате однократ-
ных испарении раствора ДЭГ, вместе с отдувочным газом выводит-
ся из верхней части десорбера. Расчёт количества и состава
этой смеси приведён в табл.9.4
Материальный баланс десорбера для регенерации раствора
ДЭГ дан в табл. 9 Д
Таблица 9,5
Материальный баланс десорбера
Поток, поступающий в десорбер(см.рисjlf Количеств'', кг/ч Поток, пыводимыи и ji! Количество десорбера(см.рис^.'/)|! кг/ч ।
Насыщенный раствор Gjsuh Парогазовая смесь I &П.Г.С 1 ;
Жидкость из испарите; (тж. 1Я Жидкость в испарите (?ж ль 1
Отдувочный газ (?г Регенерированным раствор Q.'K
Орошение (т 0 Орошение & о _____ -
X '1?гл.н+(юк1' + (тг + Go ' Gn.r.c'1' ‘£жЧ?ж)+ h Go
3. Тепловой баланс десорбера.
Уравнение теплового баланса десорбера в общем виде
(см.рис9,1)имеет вид
0$гл.н + Q.G-r +(3.&ж + Qfc ~O.G-K + Q(j-n.r.c +QG-k
Левая част уравнения отвечает приходу тепла (кЗт): Qн -
с насыщенным раствором ДЭГ, подаваемым в десорбер на регенера-
цию; Q1^. - с отдувочным разом; - с нагретым в испарителе
жидким остатком после однократного испарения потока u ;
[jQ.p - с;орошением верха десорбера; правая - расходу тепла
(кВт):' Qfiju - с жидким остатком первого однократного испарения.
71
сырья, наг авляе.'/ым в испаритель; Q(Jn г u - с парогазовой сме-
сью и отдувочным газом;- с регенерированным раствором ДЭГ:
Q.60 " с кспаРЕИ-Цимся водяным орошением.
Количество тепла, вносимое в десорбер насыщенным рас.'во-
ро>- ДЭГ, рассчитывается но уравнению
Обгл.н = бгл.н [Н*2+ht2 ( 1 “ б?! • , (9.20)
где Hfg - энтальпия парогазовой смеси , образовавшейся при
однократном испарении сырья при температуре fg, кДж/кг; fofg -
энтальпия жидкости £ж, образовавшейся три одгократном испарении
сырья при той же темг ;ратуре, цДщ/кг.
Энтальпия парогазовой смеси (уп рассчитывается по формуле
H*2 = Cnt,2 ’ (2.21)
где Сп - теплоёмкость па; ^газовой смеси, кДж/(кг- °C).
Расчёт теплоёмкости парогеювой смеси при известном её
составе (см.табл 9,2) производится в следующей последовательнос-
ти. Предварительно определяется теплоёмкость пара раствора ДЭГ
по формуле
Сдэг = Ндэг / ^2 ’ х (9,22)
где Ндэг - энтальпия пара ДЭГ при температуре Г, кДж/кг.
Энтальпия пара ДЭГ рассчитывается во формуле
. Ндэг = И дэг + • к (9,23)
где дэг - энтальпия жидкого ДЭГ при темпе; хтуре £2, кДж/кг;
/£,- теплота испа ения ДЭГ при той же тем-ературе, {Щж/кг.
Энтальпия жидкого ДЭГ
Ьдэг = ^2 » ’ . , 0 /9,24)
где С - теплоёмкость ДЭГ при температуре tg, wf кг- С)
(см. рис 8.3).
Теплота испарения ДЭГ при температуре £ g °C опреде-
ляется из графика (рис. 9.4).
Теплоёмкость парогазовой смеси при tg °C рассчитана в
табл .9,6.
Энтальпия раствора ДЭГ
' ht2 = C«t2 ’ , (9,2ч)
где Сж, кДж/(кг- °C) - теплоёмкость раствора, содержащего X,
масс.долей ДЭГ, при температуре tg (см.рис.8.3 ).
Количество тепла, которое вносится в десорбер отдувочным
газом, рассчитывается по ур£внен..ю
Cte = Gr cp t . «>-26‘
72
Рис.9.4. Зависимость теплоты испарения
ДЭГ (I) и ТЭГ (2) от температуры
Таблица 9,6
Теплоёмкость парогазовой смеси при температуре
Компонент Содержание , масс.доли, (см. табл. 5.2) Теплоёмкость С° , кДжЛкг- °C), р1 . У; с2., кДж/ (кг )
дэг С!14 с-не сз% С4Н10 1,0000 - Сп »
где Ср - теплоёмкость отдувочного газа при температуре t = tj•
При заданном составе отдувочного газа при "Н Сп=2,б2 кДж/(кг-
°C). .
Количество тепла, которое вносится в десорбер раствором
ДЭГ при температуре °C, рассчитывается по уравнению
Cte.- -е2>] • , <9’27'
где h-t'j - энтальпия парогазовой смеси, образовавшейся при
однократном спарении потока Gw при температуре tт, кДж/кг;
I'll! - энтальпия жидкого потока 0.ж, образовавшегося при
однократном испарении потока 0-ж, кДж/кг.
Энтальпия парогазовой с: оси, образовавшейся при одно-
кратном испарении раствора ДЭГ при температуре tp рассчиты-
73
веется по формуле
’ кДж/кг, (9.i^e)
где Сп, дДж/(кг- °C) - теплоёмкость парогазовой снеся, образо-
вавшейся при втором однократном испарении раствора ДЭГ (см.
табл Л7.3).
Расчёт теплоёмкости Сп при температуре fj подобен рас-
чёту теплоёмкости Сп при температуре (см. табл .9,6)
Количество тепла, которое выносится из десорбера жидким
остатком первого однократного испарения сырья при температуре
t2 °с.
QSa-G-M-hit ’ кВт. <9.29)
Количество тепла, которое выносит из десорбера парогазо-
вая смесь при температуре °C,
Qfo.r.c = ^-п.г.с ' ^п.г.с ’ "tn’ к^т« (9.3С)
Количество тепла, которое выносит из десорбера регенери-
рованный раствор ДЭГ при температуре t j °C, составляет
, Gte- Й-W J9-111
Тепловой баланс десорбера представлен в табл. 9,7.
Таблица Q7
Тепловой баланс десорбера
Наименование теплового потока (см.рис.ф,^ Температура,! Количе». г- д) !во тепла), ! кВт »
Приход Насыщенный раствор ч
Отдувочный газ Q £'п
Жидкость из испарителя
Орошение Q Gq ..Обь.
Расход Жидкость в испаритель Q.^ Гсрогазозая смесь QGn.r.c Регенерированн ;и ДЭГ _ ;^асённвд 0,0 эд» i 1 1 ' Mi! 1 ' i i ' . j 1 sb i + + — ЙМ i ® •, о j I ; 1 »
74
Из теплового баланса десорбера имеем
(Qg^.h1 Qfr +Q₽o = 'йбж +Q(rn.r.c +0<ж'+dfc<(^’32)
Величины, стоящие ’ круглых скобках, известны.
Обозначив их соответственно через£ф| HZ^2’ можно за~
писать
tfto -Q&o -EQi -3?2 » кВт- ( 9-33!
Решая последнее уравнение относительно количества ороси-
тельной воды, получим
Go
кг/ч t(9,34)
Нп ~ fit о
водяного папа при температуре -[п, кДж/кг;
ьоды при температуре £0, кДж/кг, (табл.
1де Н^п - энтальпия
' . _ - энтальпия
15П^П)?
4. Определение
Диаметр десорбера в его наиболее нагруженном сечении
(под нижней тарелкой).рассчитывается по формуле________
Ua Кос + 35
где £у-*ж - расход регенерип ванного раствора ДЭГ с нилмей та-
релки десорбера, кг/с;
_РЖ - плотность раствора ДЭГ при температуре t, j (см.рис.
диаметра
десорбера
($.35)
13П);
Ко=0,25 - коэффициент для тарелок с капсульными колпачка-
ми;
С =550 - коэффициент для десорберов при расстоянии между
тарелками = 0,6;
г с - расход парогазовой смеси, поступающей под нижнюю
тарелку десорбера, ;<г/ч;
рп - плотность парогазовой смеси, к' /м3_^.
Расход регенерированного ДЭГ берём из табл??*. Поделив
эту величину на 3600, получим Q-’x в кг/с. Количество парогазо-
вой смеси под нижней тарелкой, а также состав и средняя моль-
ная масса рассчитаны в табл.9.8.
75
Плотность этой парогазовой смеси составляет
”п.г.с Р- г93_______
22.4 ( t( + 273) • 0.1
кг/м3 , (9.об)
ТаблицаЭ.8
Расчёт состава парогазовой смеси под
нижней тарелкой десорбера
’Мольная Комп'1-(масса Поток (уп#Г-С- (уп.г.с+ (?г
нент м Количество. ! кг/ч !ft.= $/iQ , ! кмоль/ч Содержание у/= . мол ьн. доли ! Mi У/ i
дог ±06,12
Н?0 • 18
СН4 • 16
CpHfi - 30
44
С4НТ0- 56
- Gn.r.t“ и = п.г.с
После определения диаметра десорбера выбирают бли-
жайшее значение из нормального ряда диаметров колонн.
Ниже приведён принятый в нефтяной промышленности нор-
мальный ряд диаметров колонн (в М ), предусматривающий равно-
мерное увеличение площади поперечного сечения колонны при пе-
реходе от одного диаметра к другому: 1,0; 1,2; 1,4; 1,6; 1,8;
2,0; 2,2; 2,4; 2,6; 2,8; 3,0; 3,2; 3,4; 3,6; 3,8; 4,0; 4,5;
5,0; 5,5; 6,0; 6,4; 7,0; 8,0; 9,0. /13/
5. Высота десорбера.
Рабочая высота десорбера (рис.9,5)/
где
П1 ’
42 "
И3 ‘
м Z
I5
нр =hi4 Иг +Нз +Ii4+ h5,м, (9,37)
высота верхней камеры колонны;
высота верхней секции колонны (занятой тарелками);
высота секции питания;
высота нижнеи секции колонны (занятой тарелками);
высота нижпэй камеры i .лонны.
76
На основании практических данных принимается следующее;
hr = 1,0 « Т.2 м;[| 5 = 2,5 м.
Рис.9,5. Схема для расчёт.. рабочей
высоты десорбера
Высота верхней секции
h2“(NB-I)hr • ,
где " число рабочих тарелок в верхней секции аппарата.
Обычно число рабочих тарелок в верхней секции десорбера
доставляет Н = 2...4.
Высота нижней секции
h4'fN„-DhT - . <9-39)
‘ Мн “ ч*"сло рабочих тарелок в нижнеи секции десорбера.
В ше, при определении фактора десорбции воды, было при-
нят: число теоретических тарелок 3.
Известно, что число рабочих тарелок
Nh - NtA , . (9’40'
где Г) - к.п.д. тарелок с круглыми колпачками, равный 0,1...
77
10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ АППАРАТСЗ •
ПОДГОТОВКИ ГАЗА (МФА) /14/ '
Многофункциональный аппарат МФА предназначен для очистки
и осушки природного газа перед подачей в магистральный газопро
вод и представляет собой колонный аппарат, состоящий из трех
функциональных секций (рисЮа).
Первая по ходу газа секция сепарации состоит из сетчатого
отбойника, расположенного непосредственно на входе газа, и се-
парационной тарелки с 86 сепарационными элементами центробежно-
го типа диаметром 0,05 и. Следующая по ходу газа секция масссоб-
мена включает пять контактных ступеней, каждая из которых сос-
тоит из ситчатой тарелки с отверстиями диаметром 6 мм и сепара-
ционной тарелки, оснащенной центробежны й элементами диаметром
0,06 м. Последняя по ходу газа секция улавливания гликоля сос-
тоит из перегородки с эазмещеннив» на ней фильтр-патронами
длиной 1,2 м и диаметро»: 0,1 м и сепарационной тарелки диало-
гичной применяемой в секгрш сепарации. Фильтр-патроны выполне-
ны в виде перфорированного цилиндрического каркаса с намоткой
10-15 слоев стеклохолста, а в последнее время - техполотна из
синтетических волокон. Внутри и снаружи слой фильтрующего ма-
териала закрепляется двумя - тремя слоями рукавной сетки.
Подача регенерированного гликоля осуществляется через пат-
рубок диаметром 0,05 м на верхнюю сетчатую тарелку, а слив на-
сыщенного гликоля осуществляется через патрубок на полуглухой
тарелке.
Сырой газ из системы сбора поступает через входной патру-
бок в сепарационную часть-МФА. Отделение большого количества
жидкости происходит на сетчатом отбойнике и за счет гравита-
ционных сил в подтарельчатом пространстве. Выделенная жидкость
и механические примеси скапливаются в нижней части аппарата,
зврищенноП от возмущения потоком газа перегородкой из просе-
ченного листа.
Частично очищенный газ поступает на сепарационную тарелку,
где от него под действием центробежных сил отделяются мелко-
дисперсные к.' .ли, которые в виде жидкостной пленки стекают на
полотно таре, си и далее через сливную трубу - в накопительную
часть сепа"-'.-юннсй секции.
78
Tp/j5gQ.5O
Выход
газа А,, 300
ВлОд газа
Ду 300
<1>8а
<» f£0O
Дренаж Av 50
ГОР355.00. 000
Уход РДЭГа
Ду50
ГПРгог.оо.ооо
Верхние/ пРедем-
/ ный ур. жидкос/пи
H.t'/hu'J пре дель н
уроЗенЬ йсидкости
Выход НДЗГаДубО
Дренаж Ду 60
ГЛР35300000
Верхние' пределы/.
/ВуробенЬ жидкости
Выход жидкоети.Ду50
Лижнии /’педелЫ/ю/1/
уродень ркад<ос/пи
РисЮ.1. Схе
79
Очигзиный от капельных включений газ направляется через
конусообразный патрубок полуглухой тарелки в секцию массообмс -
на. В верхнюю часть массообменной секции подается регенерирован-
ный гликоль, который контактирует с потоком газа, осушав", его
от паровой влаги. Интенсивное контактирование достигается путем
барботажа газа через слой гликоля на ситчатых тарелках, работаю-
щих в режиме уноса. Увлеченный потоком газа с ситчатой тарелки
капельный гликоль улавливается вышележащей сепарационной тарел-
кой и через гидрозатвор возвращав гея но. повторное контактирова-
ние на сетчатую тарелку. Таким образом осуществляется циркуля-
ция гликоля внутри ступени контакта.
Осушенный от влаги газ из маооообменной секции направляет-
ся в секцию улавливания где от него отделяется унесенный ка-
пельный гликоль.
Технологический расчет М5А ьключает определение числа тео-
ретических тарелок, расчет фильтрующей секции, расчет количест-
ва ДЭГа, расчет массообменной секции, определение сечения сит-
чатых и контактно-сепарационных тарелок, расчет гидравлического
сопротивления тарелок, выбор расстояния между тарелками, расчет
гидравлического сопротивления треугольной ситчатой тарелки,рас-
чет переливного устройства, расчет глухой тарелки, расчет труб
для перетока РДЭРа, расчет входной сепарацпгнной секции, рас-
чет сепарационной тарелки, находящейся под фильтрующей секцией,
гидравлическим расчет верхней сепарационной тарелки, провел:?/,
высоты кубовой части аппарата, расчет штуцеров аппарата, расчет
сливной трубы с контактно-сепарационной тарелки и гидрозатвора.
IQJ. Исходные данные для расчета
Состав природного газа приведен в табл1"П £3].Основные
физико-химические свойства компонег ов, входящих в состав при-
родного газа, приведены в табл.18П[}5] . Требуемая точка росы
осушенной газовой смеси t^,, °C приведена в табл;.19П (э"] • Дав-
ление рабочее Р МПа, температура рабочая t, , °C, массовая до-
ля РДЭРа Xj и НДЭГа Х9, % масс, приведены в табл.20R Плотность
РДЭРа, кг/м3, плотность воды ,кг/м3, поверхностное натя-
жение при Р=0,тп13 МПа РДЭРа и воды б^.Н/м,расстояние меж-
ду ступенями контакта. Н,м приведены в табл ДТП Объемная произ-
водительность MJA Qo в зависимости от рабочего давления Р
oolr л 80 -
приведена на рисссА. Остальные исходные данные будут приведе-
ны по ходу расчета.
К12. Порядок pacv-'та
I. Определение числа теоретических тарелок. Для расчета
числа теоретических тарелок аппарата строим равновесную линию
водяного пара и раствора Д?па и рабочую линию абсорбции.
Построение равновесной и рабочей линий для температуры
контакта t и точки росы tp ведется по данным табл 10-1/ 14/-
Влагосодержание приведено к условиям Р«0,1013 МПа и t =0°С.
Таблица До-1
Зависимость влагосодержания ДЭГа и газа от точки росы
Влагосодержа- ние ДЭГа,%масс 0,5 1.0 1,5 2,0 3,0 3,5 5,0
Точца роем, -31 -23 -20 -16 -13: -12 -9
Влагосодержах ние газа,г/м 0,017 0,032 0,041 0,055 0,070 0,075 0,093
Точка А на рабочей линии <pj^ ДО.$ соответствует конеч-
ной точке осушки газа. Концентрация ДЭГа в точке А равна X ,
% масс. Точке росы,равной tp,соответ- твует влагосодержание га-
за Х< (см.табл 10.1). Точка В на рабочей линии соответствует
начальной точке осушки. Концентрация ДЭГа в точке В равна Xj. •
При подаче газа в абсорбер с температурой t влагосодержание
его определяется по графикам рис.2П или по форм?/л/15/ •
'.Л(0,457/Р;вар(0,07351 - 0,00027^)+0,0418®xp(0,054t-0,0002f).
(Iftl)
У равнение (10.1) позволяет с удовлетворительной точностью оп-
ределять влагосодержание природного газа в интервале темпера-
тур -50...+50 °C.
Построением ступенчатой ломаной линии между рабочей и
раьновесной линиями получаем Нт теоретических тарелок.
КПД контактно-сепарационн"Х . тарелок
=и,о.Число рабочих тарелок
H = -^L ‘ (10 .г;
Рисю.2. пабо’Бя и равновесная линии М5А и определение
теоретического Ч";ла ступеней Пг
- 82
Для увеличения надежности осушки газа полученное число ра-
бочих тарелок и умножаем на коэффициент, равны!! 1,5...1,6.
2. Расчет фильтрующей секции
Количество фильтрующих патрубков п<® принято 54 ,
Плсщадь поверхности фильтр-патрона
где
if < ’
(10.3)
О1«р-‘-0 |Ю5и - наружный диаметр фильтр-патрона;
,=1,1 и - длина боковой поверхности фильтр-патпона.
Свободное сечение между фильтр-патронами
= 0,785-Иф(Х)2] , м2 , (10..4)
!’Дс Ом “ Диаметр тарелки или внутренний диаметр
ММ. ( D =1,2м).
Скорость фильтрации газа
Wy = Кар У ) .м/с, (10.5)
где Куб"я |СР) -коэффициент/15/, для условий Уренгойского
месторождения и всех сеноманских залежей
севера Тюменской области K^F-0,076.
Площадь фильтрации
Fv4<pn<p >м2- (1О’6;
Объемная производительность фильтр-патронов
r)'LW;fa^W(P*H)T.Z. (1С.„
RTZ ‘ '
где Z Zj коэффициенты сверхсжимаемости газа при
’ P.t и Р=0,1013 МПа, t=O°C.
Коэффициенты Z, 2»определяются.используя псевдсприведен-
ные давление и температуру^ по графикам рис!.1 или по
уравнению /16/*.
83
(16
2= I - 0,4273УС3-66’ (1а^'
Секундная овьёмная производительность фильтр-патроноь
при рабочих условиях
о . _£T3i_ . из/с .
Ъ|> S640C(p,B;i;b
Скорость в свободаом сечении аппарата на верхнем срезе
фильтр-патронов
Wc« .я
Гс8
Уточненная скорость фильтрации
Wp -кту g1 g(Д
Кер = к<р ‘
(10 -И)
где Кер = Кер-• ' (Ю .12)
Для условий месторождений север! Тюменской области
К<р = 1,03/15/ , следовательно, Кф = 0,076'1,03 = 0,078.
Максимальная объемная производительность фильтрующей
секции
Стах = W F®1 86400 ,м3/сут . • (10.13)
г X
Гидравлическое цопротивлеивз фильтрующем секции
’ да‘ в°Д.ст^Па) t
Ь = 2C/J5/- коэффициент сопротивления фильтр-патро и
^е:1С1пи*ельнад СКОРОСТЬ газа Е фильтрчтронах.
----------- • м/с , (10.15)
___^QmqxIoTz
86400 (g + P)T»ZL
^wioix- максимальная секундная объемная производитель-
фильтр-патронэв при рабочих условиях;
FJJ--- 0,785 (d{,J2rt<p Л , м2 • (Ю.г
г# - су парная площадь сечения отверстий фильтр-
с г^>;
4ф С,07 у/13/-внутренний диаметр фильтр-патрона ,
(10 •
где
где
ность
пягрог
м3/с , (10. .16)
г' 84
З. Рас-шт необходимого количества ДЗГа
Количество влаги,поглощаемое при осушке газа,, ,
\кг1Л ,Л (ю . 18)
Необходимое количество регенерированного ДЭГа ।
При температуре осушаемого газа t°C для достижения
точки росы t-f»T°C с учетом колебания концентрации РДЭГа при-
нимаем Л
Grs(25C?D9r ’Мй/ч JK.20)
Дальнейший расчет выполняем насиди,что соответствует
максималыой производительности фильтрующей секции.
4. Расчет массообменной секции
Площадь "поперечного сечения МЬА
Гк=0,7«5Л£ < < ю.ги
Допустимая скорость газа в контактно-сепарационном эле-
менте
Wjai = - , м/с , (10.22)
где Я(Н9М -номинальный фактор скорости газа в контактно-
сепарационном элементе,
^}(0Н=30 /17/.
Площадь сечения контактно-сепарационного элемента
Г = О,7?5о1к: .м2, (Т0-23)
J ТКС
где (ИКС - внутренний диаметр контактно-сепарационного
элемента, икс =0,С5 м /14/.
Расч тнсе число контактно-сепарационных элементов на
тарелке
G
Икс- --------- ,шт . (10-24)
LcW*
65
Объемная производительность массообмонной секции
^'У00 (P+R ,м3/сут . (10.25)
RTz
5. Определение сечения ситчатых и к.нтактно-сепарационных
тарелок
Суммарная площадь сечения контактно-сепарационных элемен-
тов
Гэл= Иконке .м2 . (10.26)
Суммарная площадь отверстий ситчатой тарелки составляет
15 % от рк [I] •
Rt.c=0J5Fk , Мг . (10.27)
6. Расчет гидравлического сопротивления тарелок
Дре = Afcyxt ,мм вод.ст.(Л^ч( 10.26)
Гидравлическое сопротивление сухой ситчатой тарелки
ДРуи= ,мм ВОД.ст.(Па),(10.29)
где Р =1,8 [5} - коэффициент сопротивления сухой ситчатой
с тарелки;
Wo®- скорость газа в отверстиях ситчатой тарелки,
Wo г ~ ,м/с . (10.30)
Готй.с
Потеря напора газового потока в слое жидкости на ситча-
той тарелке
где
ДЙ: =(Ьл+ДЬ)1$/ >мм вод.ст.^Па) , (IG.3I)
высота слийной планки ситчатой тарелки;
относительная плотность жидкости,
Ил =50мм [б] -
£-
дИ -
подбор жидкости над сливной планкой,
Ah -=3,lCt - мм , (10.33)
86
гдз Liv ~ объемная нагрузка по жидкости на единиц длины
сливной планки,
£v=-“- ,мэ/м.ч ; (10.34)
В=0,3^^-'периметр слива.
Гидравлическое сопротивление контактно-сепарационной та-
релки
*. /Д р
ДРкС = £>КС В°Д-С,Г ’ (1°-35)
где ^к=10/15/-коэффициент сопротивления контактно-сепарацион-
ной тарелки;
\а/м- скорость газа в контактно-сепарационном элемен-
те,
V/kc — , м/с . (Ю-Зб)
гаи
7. Выбор расстояния между тарелками
Расстояние от контактно-сепарационной тарелки до вышеле-
жащей ситчатой
Нг=КгН, И , (Ю-37)
где «2=0,3...0,35/ПэХ.коэффициент соотношения расстояний между
тарелками;
Н=1,0м /16/ - расстояние между ситчатыми тарелками.
Расстояние от нижележащей ситчатой тарелки до контактно-
сепарационной тарелки
Н1-Н-Й1 , М . (10-38)
Высота вспененного слоя жидкости на. ситчатой тарелке
Ц ’JP—. , м , (10.39)
где =0,85/15/ - коэффициент,характеризующий вспенивае-
мость жидкости.
Условия'нормальной работы ситчатой тарелки
Нп<Н(+Нч ’ (10.40
87
где Н|=0,1б м /15/- высота части контактно-сепарационного эле-
мента, находящейся под полотном тарелки.
8. Рас«ет гидравлического сопротивления треугольной сит-
чатой тарелки
Рабочая площадь ситчатой тарелки
Fpot<r = Fk - Fn«p •'“2 ,
где (^,=0,192 м2 /^/-площадь переливов.
Фактическая скорость газа в рабочем сечении
г грето
Критическая скорость набегания газа на сетку
W - i/ , м/с ,
Wkp.h-Kh^ jot ’ ’
где ^=0,59/15/ - коэффициент устойчивости режимов
газожидкостной смеси.
(10-41)
(10-42)
(10-43)
точения
Гидравлическое сопротивление треугольной сетчатой насади
aR = ’ «“ BOA-CT--n^)»(I^44.'
^н=Йет41/15Л коэффициент гидравлического сопротивле-.
М ' *р' ния насадки.
9. Расчет переливного устройства
' Высота слоя светлой жидкости в переливном устройстве
контактно-сепарационной тарелки
в3
L = • м - (Ю -45)
*< /ж
Условия нормальной работы переливного устройства контакт-
но-сепарационной тарелки
h^<H<-hn • (ю-46)
Высота светлой.жидкости в переливном устройстве ситчатой
тарелки -
Д Д-^Ч] “ F о» •<
1 Д /О'* э '-J
88
гдедР^ - сопротивление движению жидкости в наиболее ,/зком
сечении перелива,
/ , \2.
Д&Н 3 К* *ад-ет.(Па),(Ю48)
где К1 =25Q/I5Z коэффициент;
a4-o,o4/i&z линейный размер наиболее узкого сечения в пе-
реливе .
Высота слоя вспененной жидкости в переливном устройстве
ситчатой тарелки
кгЪ4-•м.
Л>
где Р =0,55^15/ плотность вспененной жидкости по отношению к
П исходной.
Условие нормальной
тых тарелок
работы переливного устройства ситча-
hn + Кхг < H + hn . (10.50)
Условие нормальной работы контактной ступени (ситчатой и
контактно-сепарационной тарелок)
• Ит < Q95 (. Н+Нд-Нз) ’ (Ю.51)
где Н3=0,09/15/<
10.Расчет глухой тарелки
Скорость газа в патрубке глухой таре.жи
^Гл= 0,7^5 4гд ’ ’ (10.52)
где 4гЛ=0,5м/£5/- внутренний диаметр патрубка глухой тарелки.
Гидравлическое сопротивление глухой тг редки
aEL- ’им вод.ст. (tia),(1053)
't-л 2g
где г - 1 ээффициент гидравлического сопротивления глухой
? Г*Л
тарелки ,
С,гл = + ^ы* ’ (Ю.54)
где^|ж=0,5; ,5/15/- коэффициенты гидравлического сопро-
тивления на входе и выходе глухой
89
тарелки.
Скорость движения жлдкости на тарелке
~360<?-<7Л?5(Ог-о/г4л) ’и/с ' (10'55}
Время пребывания жидкости на тарелке
='^T!T^Q- ,мин , (10.56)
где Нчом=0,55м /15/- номинальный уровень жидкости на тарелке.
Допустимое врем; пребывания жидкости на тарелке[^С]-Змин/15/
Внутренний диаметр переливной трубы с нижней ситчатой та- а
редки на Глухую тарелку /^,5
dcA = 1J3'fFca" ,м • (10-57)
где F-д - необходимая площадь слива, кг,
^л = ЗйОО rfecxj ' (10-58)
где(й/в^0,2м/е/15/- скорость слива по трубам.
Высота слоя св .тлей жидкости в переливном , етройстве ниж-
ней ситча.ой тарелки
tar *(10-59)
где Нтч=700мм/15/-расстояние от верхнего предельного уровня
до верхней образующей штуцера выхода НДЭГа.
Высота слоя вспененной жидкости в переливном устройстве
Для нормальной работы глухой тарелки необходимо соблюдать
условие
Ккз< Hs + Hiw+hn (1061)
Иц,, <0,9? (Ms' +Hniax +H< -Ha) » (Ю.62)
где Н^=120г'мм/Т5/- расстояние от верхнего предельного уровня
д. ситчатой тарелки.
90
II.Расчет труб для переливного устройства
Необходимая площадь для перетока РДЭГа
Н> = МОО ^е. ,м2 * (10.63)
где|д/с=0»2м/с/14/- скорость движения жидкости самотеком.
Площадь трубы переток-РДЭГа
Fh-O^SSoItt .м2, (W.64)
гдеolf0,05м/14/- диаметр трубы перетока РДЭГа,
Необходимое количество труб для перетока РДЭГа
1%=“с£_ «шт (Ю -65)
гп
Количество РДЭГа на сепарационной тарелке под фильтрую-
щими патронами
Gb-Mw* “3/- . <№•“>
где 0„=4см3/м^'14/- содержание РДЭГа в газе на сепарационной
тарелке под фильтрующими патронами ,
Диаметр трубы перетока РДЭГа с сепарационной тарелки под
фильтрующими патронами
ок» “ • 110 •67)
Полученный результат округляется до ближайшего большего
стандартного с|с.
12. Расчет входной сепарациооной секции
Критическая скорость газа в сепарационном элементе
Mfte Ts .м/с , (10.68)
где Is «1^14/- коэффициент устойчивости режимов течения газо-
жидкостной .смеси.
Поверхностное натяжение воды при рабочем давлении
6i-(siM)-P<l‘s^ <¥> •<*•<»>
Площадь сечения сепаразд много элемента
С “ 0,7. <10 -7G >
где с/м=0,1/14/- диаметр контактно-сепарационного элемента.
Необходимое число сепарационных элементов
. «т. (10.71)
Максимальная производительность входной сепарационной
секции
Й»гЧ;М?«*и^и’“э-'е'’ <й-та’
Гидравлическое сопротивление входной сепарационной секции
,1м вод .ст. (Па',(10.73)
где =9/14/- коэффициент сопротивления входной сепарационной
секции;
Wg.0*- действительная скорость газа в сепарационных
элементах, м/с,
’ (10.74)
13. Расчет сепарационной тарелки,находящейся под фильтрую-
щей секцией
Критическая скорость газа в сепарационном элементе
, м/с , (£0.75,
где Ts=12/14/- коэффициент структурных изменений газожидкост-
ного потока;
С - коэффициент увеличения скорости,
7 у '
с=Нг ’ (10*76>
гдеЦ =0,4.. .0,6[l] ;
- эффективна.' величина .уноса,
1/э в ( J а Q07/14/. (10.77)
Поверхностное натяжение. РДЭГа при рабочем давлении
<5 = (6^1)-Р°'У.«? <¥> • •™>
> 92
Необходимее число сепарационных элементов
<Уа = 100мм
И1* — —щт
Максимальная производительность вводной сепарационной
(10.79)
секции
Qtnox sWkp.'Не f '86^00 р ,м3/сут.(1С .80)
3 1ЭЛ Го TZ.
Гидравлическое сопротивление сепарационной тарелки, на-
ходящейся под фильтрующей секцией,
Д.Р = £ 1 — 1 мм вод.ст. (Па)/1ф1.’
иЫл J 1 IW у
где=9/14/- коэффициент гидравлического сопротивления выход-
ной сепарационной секции ;
- действительная скорость газа в выходной сепара-
ционной секции, м/с .
, м/с . (10.82)
т. г. „ ТЭЛ ' Ис
14. Гидравлический расчет верхней сепарационной тарелки
Действительная скорость газа в элементах
\л/эд = С К ' ’ (10.6ч)
ft f 9 . ЗЛ’ |эл
где = I =0,00?ЗЗм/14/ - площадь сечения элемента;
1 0ft Ткс &
1^=85 шт/14/-количество сепарационных элементов.
Гидравлическое сопротивление верхней сепарационной тарел-
ки
где
ДРс‘ =
в ®
ic=8/I5/- коэффициент гидравлическо
ней сепарационной тарелки
,мм вод.ст(Ла),(10.84)
го сопротивления верх-
15. Проверка высоты кубовой части аппарата
Скорость движения жидкости
~ O,7iS ХАЗбОО ’м/с . (10 .85)
где Qm- количество жидкости .поступающее с газом в М5А,мп/ч,
93
Время пребывания жидкости а кубовой части МФА
, МИН , (10 .86)
улк • W
где Ижк- высота слоя жидкости в кубово" части МФА, м,
<ю-8”
где t = I ч..
Допустимое время пребывания -идкости в кубовоП части
аппарата [€] = 3 миц/Т(У
Необходимое условие
>37] • (10.88)
16. Расчет штуцеров аппарата
Допустимая скорость газа в штуцерах
Wr.con И5. .. 25 м/с/14/•
Действительная скорость газа в штуцерах входа, (выхода)
и/с’ 110 •69i
где dr-0,Зм/14/- диаметр штуцера входа (выхода газа).
Допустимая скорость газа в штуцерах
Wk.^oh - 1... 2 м/с/14/ .
Действительная скорость ДЭГа в штуцерах входа и выхода
~ 0,185 dfc-ЫОО ' м/с ’ '10 -90 >
гдеб|ж=0,05 м/14/- диаметр штуцера входа (выхода) ДЭГа.
Действительная скорость вод;! в штуцере выхода
______Q*.
'*'• 0.ТЯ5 clj • S600 ’
где dg =0,05 м/14/- диаметр штуцера выхода воды.
Гидравлическое сопротивление газа в штуцерах входа
(выхода)
= (Kl. + Ik.) «мм вод.ст. (Па),(1092)
94
'Де= 1,2j^=0,5/14/“ коэффициент?,: гидравлического сопротив-
ления узла входа и выхода газа.
Суммарное гидравлическое сопротивление аппарат?
ДР=К^Рс + ДЩПт + (д Рхс Пт.кс)+*&+&£ +
+ д6^а +д6т-+Д?ср+Л^2 •М5« под.ст(Па)до-93)
еде К=1,1/17/~ коэффициент неучтенных потерь.
18. Расчет сливной трубы с контактно-сепарационной тарелки
и гидррэатвора
Нояичество жидкости,стекающей с контактно-сепарационной
тарелки,
где е« - содержание жидкости в газе, см2/см3.
Диаметр сливной трубы ______________
с1«-(В^Г ' <IQ-95’
Принимается ближайший диаметр сливной трубы по ОСТ.
Столб жидкости в сливной трубе, необходимый для предот-
вращения проскока газа,
L ,м , (10.96)
*'СА
где Кп «1,5/17/- коэффициент пульсации.
Необходимая высота столба ^жидкости в приемном стакане
Ьн, а • (1° •97)
где Онгл=0,121 м; СЦ>.«“О|сЛ.Н
о|сД=О,О5 ^17/- внутренний диаметр приемного стакана и
внутренний диаметр сливной трубы соответ-
ственно.
Высота приемного стакана Ндр«0,16 м/д/
Зазор между нижнем обрезом сливной трубы и днищем стакана
□<=0,04 м/17/.
Неоходимое условие нормальной работы гидроэатвора
HhP-a<>kUp. (Ю.98)
Р ' 95
Ц. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ АДСОРБЦИОННОЙ ОСЖ»
ПРИРОДНОГО ГАЗА
IJ.I. Расчет цикла адсорбции /J8/
Расчет процесса а; ьорбииояной осушки газа сводится в. оп-
ределению требуемого для получения осушенного газа объема ад-
сорбента, длительности защитного действия работающего слоя ад-
сорбечта( гремя дс проскока), потери давления при двикенип га-
за через адсорбент.
Схема адсорбера и его загрузки показана на рис .jt „т j
Адсорбер представляет собой вертикальный сосуд диаметром
Д^и Е’юотой Ну . Внутренняя часть снабжена следующи’ш элеыен-
тами регулярной и насыпной Наседок:
верхний конический дефлектор, предназначенный для разно-
черного распределения потока осушаемого газа по сечению адсор
бера;
верхняя сетка ( размер клетки 0,017м);
слой муллита толщиной 0,15м ( гранулометрия 0,02 ...0,04м.'
для защиты слоя крупнозернистого силикагеля от механического
воздействия, создаваемого потоком осушаемого газа;
разделительная сетка (размер клетки 0,002м); защитный
слой крупнопористого силикагеля толщиной 0,350м ( грануломет-
рия 0,0028.. .С,007м};
разделительная сетка ( размер клетки 0,002м ); .
основной слой мелкопористого силикагеля толщиной 3,050м
(гранулометрия 0,0028...0,007м); ,
разделительная сетка 0,002м •;
слой муллита толщиной 0,150м ( гранулометрия 0,007'j .
б,015м );
слой муллита'( гранулометрия 0,02 ...0,04м );
нижний дефлектор (Термы усе- линого конуса, предназначенный
для равнр’'ерного распределения потока газа никла подогрева по
сечению ядс.орб',ре.
3 пачостг- сорбента в адсорберах используется комбиниро-
ванная за еру з| силикагелей зарубежного иди отечественного
Пр" ОЗ р." ПС' 'Г' •
f5O
550
97
защитный злой - мелкопсристый силикагель типа В или КСИ
основной осушающий слой - мелкопористый силикагель типа
А или КСМ.
Основные характеристики силикагелей приведены в табл.22Г
других адсорбентов-в таблЗЗп и табл.24П.
Расчетный срок службы загрузки адсорбента составляет
примерно 2 года. При этом динамическая емкость адсорбента пл
воде снижается с 20 ... 24 до 6,8$.
Расчет процесса адсобпионной осушки газа сводится к оп-
ределению требуемого для получения осушенного газа объема
адсорбента, длительности защитного действия работающего слоя
адсорбента ( время до проскока ), потери давления при движе-
нии газа 'тереэ адсорбент.
Дтя расчета процесса осушки адсопбпионным способом в ка
честве исходных данных принимают :
состав газа ( тебл!7П ),
давление ( Р,МПа ) и
температуру ( t-.*C ) осушаемого газа,
объем осушаемого газа ( Vr, мэ/сут ),
продолжительность чикла адсорбции (С ,ч ) .
Исходные данные приведены в табл£5П •
Точка росы осушаемого газа tp, ®С принимается для каж-
дого месторождения^спользуя табл. 19П),
Для принятой продолжительности цикла адсорбер рассчиты-
вают в следующей последовав льности [l8,20..J .
I. Конкретизация значений исходных дачных.
2. Принимается допустимая линейная скорость газа в ад-
сорбере Vp ,м/мин ( обычно 2 ...4 м/с при атмосферном дав-
лении ). Для силикагеля с размером гранул 4 ...8мм средняя
допустимая скорость газа при температуре 25 ... 30вС в зави-
симости от давления привел ia в табл.П.1 .
98
Таблица!I.I
Зависимость средней линейной скорости газа
от давления
р,МПа : 2в •3,5 : 4,2 : 4,9: 5,6; 6,3: 7,0 7 7 8,4
СО г : т ч/mi.i :*4.3 :i3,i in,? in,о: 9,9; 9,з: 8,8 8,5 8,2
Массовая скорость газа рассчитывается по полузмпиричес-
кой формуле Леду
Ur- /0,OI67jPС? , кг/^.с), ШЛ)
где Р Р - плотность газа пои рабочих условиях и плотность
г> г? адсорбента, кг/м‘з ;
Оч/- средний .диаметр 'ранул адсорбента, м;
$ - ускорение силы тяжести, м/с~.
Фактическая скорость газа принимается несколько нитке
расчетной из-за неоднородности частиц промышленных апсорбен
тов.
3.Определяют массу воды, извлекаемой из газа на протя-
жении цикла адсорбнии.В расчете используются лапине о мяго-
содержании овушаемого и .«сушенного -’азов, найденные по гра-
фикам рис. 2П или по бторммле (I0.J 1 .
= Уг ) , к.'/пикл , (11.2^
“ п %.
где \|г - объем газа , м^/сут ;
- влагосодержание газа соответственно до и после
' Д адсорбера, кг/ М3 ;
П - ЧИСЛО ПИКЛОВ адсорбции В гут .
4, По исходным данным определяют внутренний диаметр
адсорбера
D = /ZAt— , м . (II.з )
I 0,785 ibc<?
9&
Диаметр аппарата принимается ближайший больший по нор-
мали и в дальнейших расчетах используется этот размер .
Нчпе приведен принятый в нефтяной ппо'лплленности нормаль-
ный ряд диаметров колонн (в мм) , предусматривающий равномер-
ное увеличение площади поперечного сечения колонны при пере
ходе от одного диаметра к другому :
1,0; I,2;I,4;I,6;I,8;2,0;2,2;2,4;2,6:,2,8;3,0;3,2;3,4;
3.6; 3,8; 4,0; 4,5; 5,0; 5,5; 6.0, 6,4; 7,0; 8,0:. 0,0, {jzO
5. Рассчитывают линейную скорость газа в свободном се-
чении адсорбера при рабочих условиях
-------=М---------- , м/с , (Ц.4)
0,785 -Вн ’ 3600
где \]г - объем газа, поступающего в адсорбер при рабо-
чих условиях, м /ч ;
1\- внутренний стандартный диаметр, м.
Если полученная скорость н^оо^вётствуё¥^^ко'мёндуемы^<'
пределам, то диаметр аппарата подбирают таким образом, чтобы
линейная скорости газа находилась в рекомендуемых пределах.
6. Количество адсорбента, загружаемого в адсорбер, в
зависимости от расхода газа и содержания в нем :аги опреде-
ляется по .формуле
_ Vr ~ \fJi УС
___________ , кг ,
Фер
(II .5)
где \/г , м3/ч ;
, кг/м3 ;
<£ - продолжительность никла, у- ;
(Лер- ср дняя активность сорбента, кг/кг.
Яри поглощении нескольких ко'/понентов адсорбентом его
среднюю активность определяют по выражению
(II.6 )
100
г.пе 0(1 -активность адсорбента в отношении L -го комюне-.
та , кг/кг ;
Gt- поглощение I -го компонента,кг/ч.
7. Определяют удельную нагрузку слоя по воде
Q >
I 0,785 Вн , кг/( ч- м2 ) .
(II..7 )
8. Определяют высоту слоя адсорбента Н из условия, что
значения соотношения Н/Д » 2...5 £б 3
При большем соотношении могут возникнуть большие потери
давле’’ия. Если высота слоя адсорбента большая, тс его засыпа-
ют ня полки, установленные на расстоянии 1,2...1,5м. Это поз-
воляет уменьшить нагрузку на нижние частипы адсорбента, исклю-
чить образование в слое каналов и улучшить распределение по-
тока газа.
9. Рассчитывают длину адсорбциоьмой зоны.
H-tf/C fv/<-u/»)Tep/6cr^iT^M, 418)
Д Jr ~ ПЛ0ТН0СТ1’ газа ПРИ рабо’ппс условиях, кг/м^ ;
7 - коэффициент сжимаемости газа, определяется по
графикам рис!,1 или по Формуле (10.8.) •,
0(f- равновесная емкость адсорбента(берется из табл22п),
10. Динамическую влагоемкость слоя при работе слоя
до проскока рассчитывают по уравнению
Яр(Я- 0,45 L.)
а9 - ----------------------- . (п .9)
3 «
II. Минимально необходимую высоту слоя адсорбента Ltnih
находят по уравнению
G<
М , 41 .10)
ICI
где Jag -плотность адсорбента , кг/tP ( табл.231. ),
Для обеспечения нормальной работы адсорбента на прак-
тике длину адсорбционного слоя принимают несколько выше ее рас-
четного значения.
Если Н< СшЛп 1 то необходимо перезадаться значением Н
и повторить расчет п.п Г...11.
12. Рассчитывают продолжительность работы слоя До'йрэ-
скока влаги
0,01 Lhxin
ч = , ч . (п .ш
Если значительно отличается от принятой продолжи -
тельности цикла адсорбции , то расчет повторяют, приняв
величину чикла несколько меньше полученной величины .
13. Потери давления при движении газа через гранулиро-
ванный адсорбент Д Р определяют из выражения
дН= ------- ^.Г. —д D Ц , МПа , (II. 12)
где - коэффициент трения ;
- плотность газа при рабочих условиях, кг/м' ;
Н - высота слоя адсорбента , м ;
1Г( - скорость газа . отнесенная ко всем}' сечению ап -
парата , м/с :
С1э- эквивалентный диаметр частиц адсорбента, м ;
- ускорение свободного падения, 9,8 м/с ;
£ - пористость , адсорбента .Коэффициент трения
зависит от числа Рейнольдса.
Для пористых сред
□ = (п.та)
Рде АЛ - г-'солютная вязкость газа ( табл.Ж. ) .
102
Значения коэффициента трения в зависимости от числа
Рейнольдса приведены ниже;
. . . 0,1; 1,0; 10; 100; 1000; >1000
£ . . . 4500 ; 500; 50 ; 10 ; 5,3 ; 5,3 ... 5,5.
Значения эквивалентного диаметра зерен адсорбента в
завис глости. от размера зерен таковы.
Размер зерен адсорбента , мм 4,7...8,3; 2,17...4,7;
1,34...2,17.
Эквивалентный диаметр, мм 3,9 2,77 •
1,13 .
На этом расчет промесса адсорбции заканчивается. Ре -
зультаты, полученные при расчете лрочесса. адсорбции, испо:ь -
зуются также при расчете цикла регенерации.
Ш- Расчет стадии десорбции |~0j
Вне зависимости от типа цикле регенерации - открытого или за-
крытого-оснойная процедура технологического расчета регенера -
иии состоит в нахождении оптимальной средней тепловой нагруз -
ки и массового расхода регенерационного газа, необходимого
для извлечения из слоя адсорбента поглощенной воды.
Порядок расчета, следующий
I. Конкретизация значений исходных данных.
2. Тепло Q j , требуемое для нагрева адсорбента, опре-
деляется из выражения
Q4= G<C4(t4-tO , (П.Т4 )
где (?4 - масса адсорбента , кг;
- температура газа рсгсерсгии на екэсоце из
регечёрируе”ого слоя осушителя з конце никла
нагрева , °C .
IG3
О ычно первое значение температуры регенерации прини -
мается в пределах 0,3...О,5 t ; t- температура газа регене
рс ши на выходе из печи.
Для регенерации адсорбентов , за исключением, цеолитов,
газ нагревают обычно до 176...204вС. Цеолиты регенерируют при
316...370°C . Cj - удельная теплоемкость регенерируемого осу-
шителя ( табл.22П,26Л ).
3. Тепло ® , требуемое для нагрева аппарата, опре -
деляют из аналогичного выражения
(За= Ог с2 {tn-ti ' , (и.15)
где (тг ~ массе аппарата и арматуры, непосредственно
присоединенной к штуцерам аппарата;
Сг - удельная теплоемкость конструкпи' чных ма -
териалов, из которых :зготовлен аппарат ( С2=0,4б'10“^дж/(кг;Г|»я41
4. Тепло Од требуемое для нагрева воды до температур ,
ры кипения, определяют из выражения
Cij = Gj С3 , (п.16)
где (да - масса воды, поглощенной сорбентом в прог°с-
се адсорбционного никла ;
те’-'ператур,. кипения воды ;
Ci- удельная теплоемкость зОды ( удельная теп-
лоемкость водяного пара при давлении О.ГМПа
и температуре ЮО’С равна 1,103'10-,адж/кг.
• град).
5. Тепло Qi. требуемое дл~ испарения воды, находят
из выражения
(Зч= б-в2ь , (Ц.17)
где 4x86,8 дж/кг -скрытая теплота парообразова-
ния воды.
6. Тепло Qf , требуемое для испарения поглощенных в
процессе адсорбции углеводородов ,
Qs= 0,2Q4 ; (П.18)
104
Считается , что ча испарение углеводородов расходует;/
примерно 20^ тепла, необходимого для испарения воды.
Потери тепла обычно принимают равным 5% от количества
тепля, расходуемого на регенерат®.
7. В атом случае общее количество тепла, необходимое на
проведение десорбционного цикла, составит
Q = 1,05 (Oj+fi2 + Q3 + СЦ + . (П.19>
Затем определяют массовый расход газа регенерации ме-
тодом последовательных приближений.
8. Обычно задаются тремя значениями температур
регенерационного газа на выходе из слоя осушителя ( \ =
-= 0,3 I ; (t4)2 = 0,4t; (t4)o = 0,5t.
Для трех заданных температур £ 4 по энтальпий"чм диаг
рампам определяют допустимые тепловые нагрузки ( ) роге
нерапионного газа, являющиеся отношением необходимого тепла G
к массовому расходу в-(,с регенврированнсго газа при снижении
температуры:
t 4 ОТ t до ( t 4
t4 от t До ( t 4 )2
14 от t До ( t 4 >3 Я4ОПЛ ,
9. Вычисляют удельное количество тепла ( Очв Ч >
требуемого для десорбции единили массы поглощенной воды,
(Q«i= % ' {1120)
10. Для трех заданных температур вычисляют необхо-
димые тепловые нагрузки ( ^)нм(ц) регенерационного газа , ту» -
буемые для нагрева и испарения воды.
Кроме известных исходных данных для проведения расчета
используют:
парциальное давление воды в регенерационном газе ,
поступающем для десорбции в спой осушителя Р^ ;
парциальное давление вод|! в регенерационном газе,
выходящем из слоя осушителя с ^4 Р^4* ;
105 -
угэльчое массовое содержание вода в регенерационном газе, пос-
тупающем в слой осушителя,в кг. HgO/кг газа регенерации.опреде-
ляют по уравнению
%'масс. НоО
% масс.газ.per.
(II-W
•
Удельное массовое кол тест во
Удельное массовое содержание воды в регенерационном га-
зе, выходящем из слоя осушителя, кгИ^О /кг газ.per.
% масс. HgO
. .. . - 4
% масс. газ. per.
(Ц.22)
испаряемой воды определя-
ют из уравнения
( II.23)
Необходимая тепловая нагрузка регенерационного газа,
треб-емая для нагрева и испарения поглощенной воды ( в кДж/
кг газ .per.),
w С (ом).
(11.241
Для трех заданных температур вычерчивают графики зави-
симости доп и яеобх тепловых нагрузок регенерационного
газа в функции от £.ц. Пересечение этих кривых определяет рпти-
мальные срецнерасчетные значения требуемой тепловой нагрузки
С] оп„ регенерационного газа и температуры ^0ПТгаза регене-
рации, -выходящего из десорбг /емого слоя осушителя.
Если полученное значение "^4оЛт не более чем на 1% от-
личается от принятого, то температура считается найденной. В
проспано?' слу’.зе расчет начиняют с п.1 при значении ^4»Рав “
ч < -^йценному г тчению Тд ^г,т.
106
12 .Массовый расход газа регенерации определяют из соот-
ношения
&г<ар*Г "7г л ’ (11-20
Ьн ^опт
где Graj.pvi. _ '-ассовый расход регенерационного газа, г.г/ч;
- длительность нагреза де сорбируемого слоя
осушителя в течение регенерационного цидла.ч.
13 .Недостатком списанного метода является необходимость
сначала задаться продолжительностью fCn нагрева десорбируемого
слоя осушителя, а затем определить его методом последовательно-
го приближения .
Для нахождения продолжительности всего процесса ре -
генерации разобьем его на отдельные участии ( рис.II.2).
ЯргмЗолмси'пелйностЬ цикла, ц
Рис.П-,2, Температурный режим адсорбент-
при регенерации и охлаждена
адсорбента •
107
I - температура газа регенерации . на входе в
адсорбер' ;
2 - изменение температуры на выходе из адсорбера
при регенерации и ох л аж де ни, адсорбера ;
3 - температура газа пегенерапии на входе в подогре-
ватель С температура осушаемого газа ) ;
А-Д - периоды цикла регенерации и охлаждения
На первом участке Темпера .урЕГр^генероционного Гсза ,
выходящего из слоя осушителя, изменяется от £т до tg •
Средняя расчетная температура на э"ом участке f.»ttfТь—
А 2
( показана на рис.II.2 пунктирной линией ).На этом участке
тепло расходуется в основном на нагрев материала слоя осуши-
теля и аппарата. Продолжительность процесса на это?л участке
С<д . На втором участке температура изменяется от до
t-j . Средняя температура на этом участке Тв- На этом от-
резке тепло расходуется в основном на нагрев слоя осушителя,
воды и поглощенных компонентов. Продолжительность процесса
на этом участке . На третьем участке температура регене-
рационн то слоя газа, выходящего из слоя осушителя, изменяет-
ся от до "t 4 • При достижении температуры регенерацион*
наго газа на выходе из слоя осушителя значения нагрев
регенерационного газа з печи прекращается. Средняя теттерату-
ра на этом участие £с . Продолжительность пре есса<^с .
На четвертом участке поглотитель охлаждается от д до .
Средняя расчетная температура равна Тд , продолжительность
процесса .
Сумма всего количества тепла, подведенного к ”егенера-
тору на участках процесса А , В и С , равна общему количест-
ву тепла Q. , подведенному в процессе регенерации.
Пе-'тоиу можно записал ь
0.“&са1.(>еа (Ср)газ.р«а. ^“t (П.26)
где ( 0 ) - спедняя удельная теплоемкость ре-
р газ. де; . рап'ионного газа.
108
Поскольку теплоемкости осушителя, металла аппарата,
войн и угле во цо родов известны для кагдогс участка те «перзтурной
анаграммы,составляют и решают уравнения тепловых нагрузок отно
сительно поодолжительности бГ <Г „ , и <Т „ _____
'-'а i-в , Uс ’ L- д рассмот-
ренных "«тапов десорбционного цикла.
14. Суммарная продолжительность нагрева
€н " Та 4 Тв +<£. . (11.27)
15. Если продолжительность нагрева , полученная
г результате расчета , отличается ст принятой более чем на 5^,
то за исходную принимается расчетное значение и расчет
повторяют снова, с п.12.
16. Продолжительно;ть десорбционного никла включает и
длительность охлаждения и для двухсорберных схем
‘Сдес. я ^Га + ^в + Сс + Сд .
(II .281
109
ЛИТЕРАТУРА
I. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту
природных газов,-М.:Недра, 1966.- 261с.
2. Сбор у транспорт и хранение прмролных газов/А.И.Гужков,
Б.Г.Титов, В.5.Медводег и др.-М.:Нецра, 1978.
3. Карпов А.Н., Раабен В.И. Приэодняе газы месторождения
Советского Сспза.-И.:Недра, 1978.- 319с.
4. Широковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и
газоконденсатных месторождений.-М.:Недра, 1979.-303с.
5. Руководство по добыче, транспорту и перераоотке природ-
ного газа /Д.Д.Катц, Д.Ксбояши и др. -М.:Недра, 1965.-675с.
6. Подготовка газа к транспорту /Г.П.Коротаев, Б.П.Гвоздев,
А.И.Гниценко и др.-М.:Недра, 1973.-240с.
. Макогон Ю.Ф., Схаляхо . .С. Определение условий образова-
ния гидратов и их предупреждение.-И.: НТС ВНИИОЭаГ, 1972.
8. Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообразования
в системах подготовки газа Уренгойского месторождения /В.А.Ис-
томин, Р.С.Сулейманов, А.Г.Бурмистров и др. -М.: ВНИИЗгазпром,
1987, 48с.- Обэ.информ. Сер. Подготовка и переработка газа и
газового конденсата, вып. 8.
9. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осуика углеродных газов.- М.:
Химия, 1984.- 189с.
10. Парный И.А. Основы газовой динамики,- М.: Гостоптехиздат
J 961 346с.
II. Кузнецов А.А., Судаков Е,Й. Расчеты основных процессов
и аппаратов переработки углеводородных газов.- М.: Химия, 1961
- 223с.
12. Переработка и использование газа/ Г.А.Саркисьянц, О.А.
ьельяминович, В.В.К>льцев и др.-М.:Гостоптехиздат, 1962.-216с.
13. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппа-
раты,- М.:Химия, 1978.- 269с.
14. Технологические предг жения по Конструкции и технологи-
ческому' расчету сепаратора ГП 252.03.01, много<5ункциональных
аппаратов ГП 36b.04.01, ГПР 178-Подольск: ЦКБН, 1967.
15. Методика технологического расчета газосепараторов сетча-
ых, жалязий.чы-'. центробежных регулируемых, сепарационных сек-
ции Maccoo*v'Hi.-jx аппаратов.- Подольск: ЦКБН, 1985.
no
16. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений
к дальнейшему транспорту. -Л.:Недра, i960.- 160с.
17. Методика гидравлического расчета абсорбционных колонн с
ситчатыми тарелками в сочетании с контактно-сепарациснными.-
Подольск: ЦКБН, 1965.
16. Пекиров Г.М. Промысловая и заводская обработка природных
и "вфтяных газов. -М.:Недра, 1989.- 239с.
19. Кулиев А.И., Алекперов Г.З., Тагиев В.Г. Технология и
моделирование процессов подготовки газа.- М.:Недра, 1978,-ц?2с.
20. Берлин U.А., Гореченкрв В.Г., Волкова Н.П. Переработка
нефтяных я природных газов.- М.:/имия.- 1981.- 47ис.
21. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппа-
раты.- М.:Химия, 19’78.- 2*770.
22. Фарамазов С.А. Оборудование нефтепесерабатывающих заводов,
и его эксплуатация.- М.:Химия, 1984.- 327с.
ш
ПР'ИЛОЖНИЕ
Таблица 1П
Технические данные труб, применяемых для строительства
промысловых коммуникаций /2/.
НаружныйJ Толщина [ Объем 1м трубы,л 'Наружный !Толщина j диаметр, [стенки, j j Объем Im i трубы,л i
диаметр,j мм *т стенки,j ММ i
i мм i мм <
2 з 4 6 b
4 3,32 i 7 25,45
73 5 3,12 8 24,9
6 2,92 194 9 24,3
10 23,8
4 • 5,15 8 32,4
5 4,9 9 31,7
89 6 4, .5 219 10 31,1
7 4,42 II 30,5
12 29,9
4 6,94 8 41,2
5 6,65 9 40,5
102 б 6,36 245 10 39,7
7 6,08 II 39,0
12, 38,4
4 5 8,82 8,5 8 9 51,9 51,0
114 6 8,17 273 10 50,3
7 7,85 -II 49,5
8 7,54 12 48,7
4 II,12 8 75,0
5 . 10,75 9 74,0
127 6 10,39 325 10 73,0
7 10 03 II 72,1
8 9,68 12 71,1
5 13,27 377 8 100,1
6 12,9 II 99,0
140 7 12,5 12 97,9
8 12,1 13 96., 7
14 95,6
5 14,5 10
146 c. 14,1 426 II
7 13,7 12
8 13,3 13
14
112
Продолжение
Продолжение табл. ±П
11 2 1 3 ! 4 1 о : b
168
19.1
18,1
lb, 15
17,7
17,2
Таблица 2П
Значение эквивалентной абсолютной шероховатости труб
по Г.А. Адамовичу /1/
условия эксплуатации труб i Кш, мкм
новые!чистые или с незначительным налетом коррозии! после нескольких лет эксплуатации!немного корродированные или с незначительными от- ложениями < После нескольких лет эксплуатации в различ- ных условиях (корродированные или с неболь- шими отложениями) После длительной эксплуатации!сильно корроди- рованные и загрязненные ) 40-100 60-200 50-'5и0 500-iuOU
Продолжение
Таблица ЗП
Характеристика материалов для изоляции газопровода /1/
Показатели рС[.с |пПУ-Зс|П1ТУ-Эн{пПУ-ЗО7|пПУ-ЗОвн|фРП-1 {й»П-5
Объемная масса.
кг/м8 25-40 50-60 50-60 30-40 50-'/0 40-60 50-70
Коэффициент теплопровод- ности, „ Вт/(м.ч.°С) при средней демпературе, +25 0,040 0,042 0,042 0,041 0,042 0.041 0,041
-70 0,026 0,^29 0,028 - - 0,026 -
Температура от-180 от-180 от-180 от-180 от-180 от-180 от -180
применения, °C до+60 до+70 до+70 до+140 до+140 до+150 до +150
Таблица 4П-
Состав природного газа /3/
Вари- ант ! '{Месторождения j {Состав газа. % объемные
М !с2;16 C3*V С4НЮ'C5H12fC02 !/М
I ’ 2 ! 3 ! 4 5 6 7 8 1 9 ! Ю
I Вуктыльское 84,5 7,4 2,0 0,60 0,3 0,10 - 5,1
2 Уренгойское 97,8 0,10 0,03 0,002 0,01 0 ,иЗ - 1,7
3 Медвежье 98,8 0,10 0,02 0,002 — 0,10 - 1,1
4 Заполярное 98,6 0,07 0,02 0,013 0,01 0,18 - I.I
5 Нмбургскос 96,8 0,04 0,006 0,002 0,01 0,40 - 2,7
6. Соленинское 95,5 3,3 3,07 0,25 0,15 0,50 - 0,2
7 Усть-Вилюйсксе 94,9 2,2 0,5 0,50 0,29 0,20 - 1,5
114
Продолжение
Продолжение табл. 4П
I ! 2 ! 3 ! 4 1 1 5 !. 6 1 7 1 ! 8 | 9 1 J0
8 Ачакавекое 92,4 3,94 1,16 0,34 0,о0 0,26 — 1,4
9 Наипское 91,4 3,5 0,85 0,34 0,4 1,30 — 2,2
10 Газлинское 92,7 3,2 0,90 0,47. 0,13 0,10 — 2,5
II Шатлыкское 95,4 2,0 0,32 0,10 0,05 1,15 — 0,78
12 Учкырское 93,0 4,1 0,75 0,28 0,11 0,30 0,01 : гл
13 Мубарекекое 90,0 4,1 1.4 0,54 0,70 1,40 0,35 > 1,5
14 Гугуртли 93,5 3,32 0,93 0,27 0,38 0,50 * 1,1
15 □ебелинское 92,0 4,0 1.10 0,52 0,26 0,12 — 2,0
16 Оренбургское 83,8 5.2 1,30 1,05 0,60 1,0 1,3 5,06
Таблица 5П
Исходные данные для примера I .
Вари-1 аят I Q МЛН.М^ сут I Г GJ ,м/с| Г f>, МПа] ! Тр,К Стгр, "Г К^Вт/^
I 3,1 4,3 15,1 ЗТ5 263 1,73 17
2 16,5 10,3 Н,2 387 1,74 15
3 10,3 9,0 10,1 386 258 1,74 13
4 9,6 7,4 п,з 386 258 1,74 16
5 И,7 6,8 П.6 387 258 1,74 . 18
6 0,6 1,1 18,5 294 259 1,72 9
7 0,7 ' 1,2 19*7 308 259 1,72 12
8 1,5 2,0 15,5 316 284 1,65 14
9 2,5 2,5 16,5 318 258 1,65 II
10 3,1 5,4 6,7 301 283 1,65 15
II 9.8 2,7 31,0 350 296 1,65 10
12 ' 1,6 2,6 15,5 307 286 1,65 12
13 2,1 3,1 14,5 313 284 1,65 13
14 2,3 4,4 13,5 ЭЮ 295 1,65 8
15 1,8 7,3 6,5 303 278 1,70 9
16 8,5 5,7 13,0 293 277 1,71 14
115
Продолжение
Таблида 6Я
Характеристика газов /4/
Показатель !СН4 !С2Нб I C3I% !C4HI0?C6^I2 fai » Н2^ ! N 2
Критическое
давление,
Рк, МПа 4,7 4,9 4,3 3,8 3,4 7,649,06 3,53
Критическая
температура,
Тк, К 190,5 206,0 369,6 420 470,2 304 373,4125,9
Удельная те-
плоемкость
при 0,1013 МПа
и 273 К,
кДж/Скг.К) 2,220 1,792 1,560 1,490 1,450 0,846 1,064 1,043
Плотность
газа при
0,1013 МПа
и 273 К,
кг/мэ • 0,717 1,344 1,967 2.598 3,220 1,9771,5391,251
Коэффициент
динамической
вязкости при
273 К и 0,1013
МПа, мк.Па.с 10,3 8,3 7,5 6,9 6,2 13,8 11,7 16,6
Молекулярная
масса 16,04 30,07 -И,09 58,12 72,15 44,01'34,08 28,02
Пб
Продолжение
Состав природного газа /3 /
Таблица 7 П
Ва- i 1а‘ нты 1 Месторождения ! 1 ; 4! Состав газа, % объёмные
W,1
I. Вуктыльское 84,5 7,4 2,0 0,60 0,3 0,10 - 5,10
2. Уренгойское 97,8 0,10 0,03 0,002 0,01 0,30 - 1,70
3. Медвежье 98,8 0,10 0,02 0,002 - 0,10 - 1,10
4. Заполярное .3,6 0,07 0,02 0,013 0,01 0,18 - ’,10
5. Ямбург с кое 96,8 0,04 0,0060,002 0,01 0,40 - 2,70
6. Усть-2'илюйское 94," Р 2 0,5 0,60 0,29 0 20 - 1,50
7. Оренбз ргское 83,8 5,^ 1,30 1,05 0,80 1,0 1,3 5,06
Г5 Тазозское 98,7 0 ,06 0,003 0,01 - 0,39 - 0,86
9. Губкинское 96,9 0,47 С,07 - - 0,53 - 1,97
10. Русское 99,16 0,02 - - - 0,22 - 0,30
II. Комсомольское 96,37 0,22 0,03 0,01 - 0,49 - 2,88
12. Вынгапуровское 97,43 0,11 - - - 0,44 - 0,02
13. Новопортовское 95,43 0,56 0,02 0,01 - 2,53 - 1,45
14. Средневилийсксе 92,2 5,1 0,9 0,25 0,09 0,75 - 0.70
15. Мастахское 93,4 3,4 1,3 0,5 0,1, 0,2 - £ у X
16. Усть-Вилюйское 95,7 1,7 0,7 0,2 0,2 - - 1,4
Таблица 8П
Исходные данные для технологического расчёта абсорбера
Вари- !РТ ,Мпа!Тт , °C !ТР, °C 'Хт,%'Зари- !Рт Д0а!Тт,°C!Т9,°C!Xт,%
анты ! х ! L ! г ! 1 (антГЫ ! х ! 1 ! ~ .! 1
A-t/VK У 'Л' I 30,0 24 15 85 9 42 23 14 96
/% 12,2 18 I4-! 90 10 V 8 ,2 L7 12 94
/Г3 II,’ 19 13 S3/ II 7,5 9,9 30 16 98
4Д4 13,3 17 13 95' 12 i ? 10,8 30 15 97
» & II ,6 18 12 35 13 , У 17,9 41 16 95
3 6 19,7 14^ /- Ji, 2 । .'г ' Т.7 .99
у Г 7 ±5 г.) 17,8 15 9S
a, у ь * х « -Л с 29 ,2 43 тг 27
117
Продолжение
Таблица_9П /I/
Коэффициенты В Зт в зависимости от
приведённой плотности газа
Рл ! В ! 3I 'fr. ! 3 ’ 31 !Л ! В ! Зт
0,56 24,25 77,4 0,71 13,85 43,9 0,86 12,07 37,6
С ,57 21,80 70,2 0,72 13,72 43,4 0,87 I I ,97 37,2
С,^ 20,00 64,2 0,73 13,57 42,9 е ,88 11,37 36,8
С, 59 18,53 59,5 0,74 13,44 42 ,4 0,89 11,87 36,5
0,50 17,67 56,1 0,75 13,32 42,0 0,90 11,66 30,2
0,61 17,00 53,6 0,76 13,20 41,6 0,91 11,57 35,8
0,62 16 45 51,6 0,77 13,08 41,2 0,92 11,47 35,4
0,63 15,93 50,0 0 /3 12,97 40,7 0,93 11,37 35,1
0,04 15,47 48,6 0,79 12,85 40,3 0,94 11,27 34,8
0,65 15,07 47,6 030 12,74 39,9 0,95 11,17 3^,5
0,66 14,76 46,9 0,81 12,62 39,5 0,96 II»10 34,2
0,67 14,51 46,2 0,82 12,50 39,1 0,97 11,00 33,9
0,68 14,34 45,6 0,83 12,40 38,7 0,98 10,92 33,6
0,69 14,16 45,0 0,84 12,28 38,3 0,99 10,85 33,3
0,70 14,00 44,4 0.85 12,18 37,9 1,00 10,77 33,1
Таблица 10П /I/
Значения коэффициентов А и В
Т, °C А ’ в 1 Т, °C ! А ’ в
I ! 2 1 3 ! 4 ! 5 ! 6
- 30 0,3910 0,00710 + 2 о ,400 0,04640
28 0,4715 0,00806 4 6,2250 0,05150
26 0,5660 0,00921 6 7,1500 0,05710
24 0,6775 0,01043 8 8,2'0 0,06300
22 0,8090 0,01168 10 9,3900 0,06900
20 0,9600 0,01340 12 10,72000,07670
18 1,1440 0,01510 14 12,39 0,08550
1,3500 0,01750 16 13,94 0,09300
Т/ 1,5900 0 ,01924 18 15,75 0,10200
1 £ I,8680 0,02155 20 17,87 0,11200
118
Продолжение
Продолжение табл, ТОП /I/
I ! 2 ! 3 ! 4 ! ! 5 < 6
то 2,1880 0,02290 22 20,15 0,12270
8 2,5500 0,02710 24 22,90 0,13430
6 2,9900 0,03035 26 25,50 0,14030
4 3,4800 0,03380 28 28,70 0,15950
-2 4,0300 0,03770 30 32,30 0,17400
0 4,6700 0,04180 32 36,'0 0,18950
Таблица ЦП
Исходные данные для [гримера 4.2
Вари- -! Месторождения ! Давление , Р ,МПа ! Температура, Т, К
анты i « !р 1 fPI 1 ♦ tp 1 I i рз 1 м ! 1 Р5Г » р 1 Г6! j t Г 2 ! ! тз
- I ! 2 f 3 i 14 i 5 ! 6! 7 ! 8! 9 ! ТО ! II
I Уренгойское 12,2 то .8 6 4 2 307 258 248
2 Шебелинское 23,5 16 12 ТО 8 .4 328 273 253
3 Медвежье 11,7 ТО 8 6 4 2 310 258 248
4 Заполярное 13,3 то 8 6 4 2 307 258 248
5 Шатлыкское 36,8 16 12 то 8 4 410 273 253
6 Учкырское 15,5 12 то 8 6 4 это 258 248
7 Гугуртли 13,5 то 8 6 4 2 388 273 253
8 Наипское 18,6 16 12 то. 8 4 353 273 253
9 Ачакское 14,0 12 ТО 8 6 . 4 342 273 253
ТО Газлинское 11,2 то 8 6 .4 2 333 273 253
II Вуктыльское 37,0 16 12 то 8 6 365 258 248
12 Оренбургское 20,6 16 12 ТО 8 6 304 263 253
13 Ямбургское IT ,6 то 8 6 4 2 306 256 246
14 Соленинское 18,5 15 II 7 5 2 308 258 248
15 Усть-Вилойское 19,7 15 II 7 5 3 303 253 243
16 Му барекское 14,5 ТО 8 6 4 2 350 273 253
Продолжение
Таблица 1211
Глубина осушки газа для различных климатических
зон i ОСТ .51.40433) /5/
1 нормы для макроклиматических районов
П казатель ! ' 1 ! умеренный > ХОЛОДНЫЙ
} с 1.05 I с 1.10 \ 1 по ЗО.и9| поЭО.04 । С.1.05 1 с.1.10 поЭО.иУ J поЗО.04
Точка росы газа, °C не выше:
- по влаге 0 -5 -10 -20
- по углеводородам 0 0 -5 -10
Продолжение
120
Таблица 13П
Коэффициенты для вычисления изобарной теплоемкости некото -
рых веществ в состоянии идеального газа /II/
Вещество j Коэффициенты, нДа/(кг.°О)
! Ё ’ F'10* ! ! Н- ic&! N io
ch4V 0 58,43 15,19 , -2,94 18,55
С2Н6 7 0 62,46 25,62 35,94 3,34
сз7 \ . 0 •6,22 32,71 62,19 -0,78
С4НЮ '' о 65,71 33,13 64,19 0
С5Н12 0 65,06 33,76 66,84 -6,11
С6Н14 -1,21 66,06 34,77 70,91 -0,46
Мг 0 21,74 16,13 45.18 15,34
со2 0 25,75 19,43 53,59 6,92
н2о О 40,15 27,80 79,22 26,41
0 24, al 16,68 45,82 11,68
Таблица 14П
Исходные данные для технологического расчета десорбера
Варианты Кл! .°C ! 1 ! ,°C'.Варианты !^°с to’°C
I , 101 96 93 9 106 101 98
2 105 100 97 10 107 100 96
3 ЮЗ 98 95 II 104 98 95
4 100 95 92 12 103 97 94
5 104 99 96 13 102 96 93
6 98 93 90 14 108 ЮЗ 99
7 97 . 92 89 15 105 93 95
8 96 91 88 16 9ъ 94 91
121
Продолжение
Таблица 15П
Характеристика насыщенного водяного пара /9/
ТемператутДавлемие,'Плотность.!Энтальпия,кДж/кг !Теплота пиро- ;образования
ра, °C j Mila j кг/ кг ; жидкости! пара
М О,07012 0,4229 376,81 2659,87 2283,06
100 0,10130 0,5970 418,68 2677,03 2258.35
ио 0,1433 0,8254 460,96 2693.36 2231,98
Т2С 0;1986 1,1199 503,67 2708,85 2205,18
130 0,2702 1,494 546,37 2723,93 2177,55
140 0,3514 1,962 589,08 2734,74 2148,66
156 0,4761 2,543 632,20 2750,72 2118,52
Таблица 16П
Физические параметры воды при температуре
кипения /9/
t Температура,'С 1 Плотность, . кг/м (Энтальпия (кдж/кг Ire (Кинематическая няз- ! кость.10®, м^/с
60 971,8 334,9 0,366
90 965,3 377,0 0,326
ТСС 958,3 461,0 0,<-95
ПО 951,0 461,3 0,268
Продолжение
Состав природного газа [з”]
Таблица 17П
За-! 1 РИ-, ан-' j ТЫ j Месторождения 1 ! 1 Состав газа , £ объемные ! •Плотность
1 газа , кг/ дЗ я
; сн4 ! - с2нб । £ U < ^3*8 ’ С4Н10 j C5HIZ' С°2 ! и2$ ! N2 !
I ! 2 ! 3 ! 4 ! 5 ! 6 ! 7 18! 9 ! 10 !
I. Уренгойское 97,8 0,10 .0,03 0,002- 0,01 0,30 — I, /0 0,560
2. Медвежье ' 98,8 0,10 0,02 0,002 - 0,10 - 1,10 0,561
3. Заполярное 98,6 ' 0,07 0,02 0,013 0,01 0,18' - 1,10 0,560
4. Ямбурское 96,8 0,04 0,006 0,002 0,001 0,40 - 2,70 0,561
5.Усть - Вивюйское 94,9. 2,2 0,50 0,50 0,29 0,20 - 1,50 0,596
6. Тазовское 98,7 0,06 0,003 0,01 - 0,39 - 36 0,562
7. Губкинское 98,4 0,13 0,01 0,005 0,01 0,15 - 1,30 0,562
8. Русское 99,16 0,02 - - 0,22 - 0,60 9,561
9. Комсомольское 97,53 0,15 0,01 0,003 0,012 0,49 - L, 80 0 >
Ю Нопопортовское 95,43 0,56 0,02 0,01 2,53 I ,45 0, 591
Продолжение
Прдолженно табж.. I? П
1 2 ! . 3 ! ! I 4 ! 1 5
Средне вияюГхдое 92,2 5,10 0,90
j. *— • 7астахское 33,4 3,40 1,30
• Усть-Ви лю Г'" кое 95,7 1,70 0,70
14. Пякопуровское 97,0 0,16 0,005
6 ! г 7 ! ! С ! ! 9 ! 10 ! 1 II !
0,25 0,09 0,75 — 0,70 0,637
0,50 0,10 0,20 - 1,10 0,537
0,20 0,20 - - 1,40 0,596
0,001 O.vl 0,30 - 2,50 0,567
Продолжение
Таблица 18П
Основные физико-химические свойства компонентов,входящих в состав
природного газа "]
Показатели ! СЬЬ ’С.,Н-! 0 Bq! 2 □ э е 1 1 !п-С4Н:'о- M-C5Hi2' со^ ! HcS ! t ' ". ! NJ Пары !3с-здух воды j
Молекулярная 16,032 масса 30,046 44,062 72,147 58,077 44,01 34,082 28,0T6 18,016 28,966
Газовая поста- 521 янгая, д^/кг’К 27S 189 115 143 189 245 297 463
Критические параметры:
температура, К 190,5 206 369,6 470,2 420 304,0 373,4 125,9 647,1
давление абсо- лютное, МП”. 4,7 4,9 4,3 3,8 -3,4 7,5 9,2 3,5 22.5
удельны». , обьем,м°/кг 0,0062 0,0047 010044 р 0.0044 -- - - — —
плотность,^ 162,0 210, 0 225,! 5 225,5 232,0 - - - — —
Плотность ге-г, г,тг, за при 76С..:и и>' 17„ 1,344 1,965 2,598 3,220 1,977 1,539 1,251 0,805
за при /ьи.лм ’ х .
рт.ст. и 0вС, кг/:.:'
124
Продолжение
Прсдс jucHiie таб; ’8 .И
I «- ! ! " ! г- ! ! ч 1 5 1 I 7 ! I f О ! 9 1 ! 10 ! t II
Относительная 0,5545 пло-.•ii-icTb газа по здуху 1,033 1,523 2,007 2,488 1,520 .1,191 0,970 0,622
j ДЕЛЬНЫЙ 0ЬЬО1Л г аз я при 70См:/ 1,400 р..и-.-И 0 °C, ». /кг 0,746 0,510 0,385 0,321 0,5058 0,6497 0,7990 Г,2480
Удельная тепло- емкость при 7б0: рт.ст. и 0*0 Д^к/кг.К:
Ср 0220 Cv 1600 1729 1430 1560 1350 1490 1315 1450 1290 842 652 1060 602 1040 743 2000 1500
Коэффициент динь- :ическо“: гяэкосги 10,3 при "СОрт.ст. и 0’0, мкПа-с 8,3 7,5 9 • 6,2 13,8 П,7 16,6 12,8
тПригическим коэф- q -эог; л о, - л фИццент сжк-ae.-iocTjr,‘'JU v,4t>o Ткр 0,274 0,269 0,274 0,265 0,291 0,230
кэ
12$
Предо ii.e.;:.i.
Таблица 19П
Глубина осушки газа для различных климатических
зон ( ССТ 51.40 - 53 ' / 9 /
j Нормы для макроклиматических районов
Показатель ! умеренный ! хо лодный ! с 1.05 ICI.IO !с 1.05 ! Л.Ю по !по 30.09 !по 30.04 !по 20.00! 30.04
Точка росы газа.^С не выше по влаге 0 -5 -10 -20
по углеводородам 0 0 -5-Ю
Таблица 20П
Исходные данные для расчета М ЗВ А
В .рианты ! Показатели t _ ..
j р ,;,:па 1 t,ec Хт, Хмасс J 'А?, Хласс
I 3,4 16,0 99,5 97,С
2 3,7 14,5 99,2 96,7
3 4,5 13,5 98,9 86,4
4 6,5 12,0 99,4. 98,9
5 '2,4 15,0 98,5 9о,С
6 ’ 5,0 13,0 98,2 95,7
7 5,5 12,5 99,1 96,8
8 6,0 14,0 99,0 95,5
9 6,5 13,7 98,3 90,3
ю- 3,9 13,0 98,6 jO1 1
X X 4,0 12,5 99,2 9о,7
12 5.2 12,0 99,3 9о,2
13 2,8 14.5 98,7 90
14 2,6 12,0 99,4 92,9
127
Продолжение
Таблица 21П
Исходные данные для расчета МФА
Показатели ! Значения 1 Показатели ! Значе’гия
!; ;
кт/м3 1120 Ином Л 0,55
1 '/lit3 1000 ГО ,мин
4: ’ н/м 46-I0-3 Umax » M14 700
н/н 733 -10'4 Сад . м/с 0,2
И , к 1,0 Н* , ММ 1200
Ч 0,6 We , м/с 0,2
Иф > шт 54 dn . м 0,05 .
<4 . м О', 105 Cj ,смэ/м3 4
1 . и 1,1 T# 12
0.076 g/w - м 0,1
Кф 1,03 9
V 20 0,4...0,6
d«p , 0,07 iL . 0,00253
30 nin ’ шт 85
dw , 1.1 0,06 8
Ил , МУ* 50 t, 4 I
В. , 0,35 м/с 15...25
^кс 10 dr » м .0,3
Кг 0,3...0,35 Vk.aen* м3/с I...2
Квсп 0,05 ok • U 0, с5
Нч • У 0,16 К 1 < х
гпер 0,192 Kn 1,5
Кн 0,59 ckp-<., м 0,121
К' 250 du.f. •’ м 0,05
Л' ' 0,55 Ньр • м 0,16
ач , . /4 0,04 Ф • м 0,04
Нз • »л 0,09 ' P, НПв(кгс/смг ) 3,Ь (35)
с| гл , м 0,5 . Д’, Н/м(кгс/м) 36,946.10“э
se> 0,5 ( 37,7.10“ч)
5,5
Ткблица22П
Характеристика адсорбентов
I
1 ,1 -+ Название । Фирлы „ BASF' Сили гель . (Отечественный Муллит ((керамичес-
! не лкопористыйД крупнопористый 1 мелкопористыйt крупнопор кие
г 1 А 1 В гаи , КОК ;
Ферма частиц гранулы гранулы гранулы гранулы шарики
Дкаыетр частиц, ц‘ 0,003...0,006 0,002...0,006 0,0028..0,007 0,0026. 0,007... ..0,007 ..0,015
Средни;; радиус пор, м - - 0,145 0,680
Объем пор, .л3/кг 0,4 * Ю“3 0,0-I0"3 0,34* Ю-3 -
Удельная поверхность, м*7кг ’ 7’105 (3...3,5)’Ю5 (5,5. .7,5) *Ю5 (4...5)*105 0.5’105
Удельная гепдоем - кость, Дк/кг-К 1047 1047 - 795
Насыпная плотность, кг/ :.г 700...750 440...470 720...780 400...500 1380
Тепло про водность, Зт/(М*Ю 0,2 0,2
Продолжение
Продолжение
Продолжение табл. 22П
К^ПГиСНСЖЧИС-. и змазателя !,! Силикагель , ! Муилит '^-Ц5г . ..1_||ЖВ£М ;:"S“ ! мелкопористый, крупнопористый! мелкопористый! крутшопор] , А । В t КСМ КСК t
Влагоемкой до прос-
коке при осушке до точ- 20...22 - 13,5. .24
ки росы -25*С при
Р-5,4 МПа, %
Механическая прочность '
не раздавлизание,кг/гра- -3,7 - - 6,5
пула
Продолжение
130
Таблица 23Л
Характеристик® различных адсорбентов
! ! !— показатели ! ! Адсорбент
КА } МаА ! ! СаХ
Насыщенная плотность, .г'/см? Динамическая актив- ность (мг/см9) по по- рам вода при осушке до точки росы- VO*C 0,62 0,65 0,65 0,60
при размере гранул,мм:
4,5 62 90 72 90
3,6 70 100 80 95
2,0 55. 120 „5 100
Удеш^ая поверхность» - 750...300 750...800 1030
Размеры гранул,мм;
диаметр - 2...4,5 4,5 -
длина — 2....5 5 —
Таблиц-24П '
Суммарная адсорбционная способность цеолитов [j.9]
Марка Температура, С ; Давление,МПа'Рабочая,Точка )Влагосо-;Степень десорбции,
поляку - •• ; ,адсорб-- росы j держание,! ^при давлении МПа
мирных -----------------------------ционная! осушен- г Дг !-------------------
сит i адсорб-1 десорб-} адсорб?Десор-^^т0^ “аза,°C! ! •
! ции ! ции , ции бции tCC* Pi , . 6,0 0,1
. , ’ ! ! вес% I j !
J^aM/c :c- ..20 330. .350 c..c,4 5,3,.6,0 3,6 —''/2 U' ^OuBkZi 60,0 95 Д
N«Ac/c [- ..20 220..350- C,0. .5,4 2,5 5,G..6,C —0 , С 1 х 92,0 96,0
CtfAfyc ;:- ..IE 230..350 5,0..0,4 C,5 5,C..0,C —12 З‘,и3 90,0 96,0
CaAc/c —• ГД о g о о С > о о СП -хи 0,03 90,0 ч5,0
M^c/c io. . • • 30. • С у ‘I / о f о » U j С -00 0,31 92,0 90,0
"lays" T-3. ..20 322..320 6,0..6,4 0,8 - Л 0,23 96,0 93,0
5,8..6,0
Продолжение
132
!.рсдол«ение
±аблица 25Л
Исходные данные для расчета цикла адсорбции
За 1 t.t 1 Vr.IG^Vu I r ! <£.ч
риан ты -! Р.МПа 1
I 5,5 ISO 235 35
2 5,0 163 240 31
3 4,5 186 245 27
4 6,3 190 250 23
с 6,0 195 225 19
6 6.7 200 230 15
7 7,3 210 190 12
е 7,7 180 240 30
9 7,0 183 185 26
IG 6,4 Io6 197
II 7,2 190 220 20
12 7,6 105 130
[3 5,7 200 247 IC
й *5 /«• Г f“" -г
А. x -
13 6,5 130 195 С '
16 4,3. 210 х‘1
Корпус и днища адсорбера изготовляются из стали марок
16ГС или 09Г2С . Толщина стенки адсорбера & = 6... 10мм . Предел
прочности сталей <5"в = 480 МПа (09Г2С) ,<Гв =. 4£а..Па ( 16ГС).
Предел текучести сталей (Зт s 320<1Па (09Г2С), _.-ЗСй’.&а < 1СГС
Допустимые напряжения при температуре 200°С, Ggan-I^SHla [ 22]
133
Продолжение
Таблица^. П /20/
Свойства адсорбентов, применяемых для осушки
природных газов
Показатели 1 Бокситы 1 Глиноземы ! Гели 'Цеолиты
1!!!
Размеры частиц, мм разные 0,6_.. .6,0 2,4..4,0 1,6. .3,2
^неюря порис - 25...3* 25...40 30...40 30..55
Насыпная плотность, _ •
кг/м9 690...960 480...860 400..770 480..600
Средний диаметр
пор, 1и% 3,0..40,0 6,0..20,0 3,5..14,0 0,3..1,0
Средняя активная
адсорбирующая по-'
верхность, м*/г 25...150 100..300 200..900 500..300
Адсорбционная ем-
кость сухого поглв- _ _
тителя, г/г,по воде 0,04..0,15 0,10..0,25 0,14..1,0 0,20..0,65
Теплоемкость,
к£к/(кг’С) 0,83736 1,005..1,047 0,921, 0,837
Максимальная теп-
лоемкость адсорбции,
отнесенная .< единице 4187 4187 4187 5187
массы поглощенного
адсорбата, вдк /кг,
НОДЫ
134
Продолжение
Таблица 27П
Значения в единицах СИ некоторых внёсистемах единиц
физических величин
Единицы ! Метрические^вдесистемны^ СИ
Длина I Масса 1 Сила I 1 мкм (микрометр) т кгс дина 10,45 м I03 кг 9,80665 Н 10 н
Плотность 1 г/см3 100’0 кг/м3
Удельный объем 1 М3/т 10“3,м3/кг
Давление 1 кгс/см4 98066,5 Н/м^ - = ‘98Q66,5 Па; 1 Н/м4 = 1 Па
Динамическая вязкость 1 П (пуаз) 0,1 В с/м^=0,1 Пас
X сП (сантипуаз) мкП (микропуаз) 10' эН.с/м=1м11а.с 10 ~Si. с/м~=0,1мПе • с
Кинематическая вязкость I Ст (стокс) Н.КГ^/с
1 ССТ (СаНТИСТОКС) 10“° м?с
Работа и энер- гия I кгс.м у.аОСбЬ д«
1 эрг .10" 7 Дж
I кал 4,1808.. ДЖ
1 ккал 4186,6 Дж
Мощность 1 кгс.м/с У, 801:65 Вт
1 л .с. 735.4УУ Вт
I ккал/ч 1,163 Вт
1 кал/с 4,18ь8 Вт
Поверхностное натяжение I эрг/см^ 10_°Дж/ы<=1 мДж/М^
1 дин/см=1 ,U2-4 кт г/м 10~3 1:/м=1мН/м
Удельная массо- вая теплоемкостьТккал/кг. с 4186 ,6 дж( кг .К)
1 кал/г.°C 4,1661' кДЖЛкг.К)
135 Продолжение
Продолжение табл.<711
— '] — 1 Единицы 'Метрические (внесистемные)' СИ
1 единицы !
Коэффициент теплопроводности 1 ккал/м.ч. °C 1.16J ВтЛм.К)
I кал/см.с.°C 418,6ь Вт/(м.К)
Проницаемость I Д Ю-1-2 м2=1 (мкм)2
Таблица 2ЬП
Приставки и множители для образования десятичных и дольных
и ••X наименовании
Наименование т |0боз- ;начение; ।Множи- тель ! ' 1 !' ! Наменсвание! t t ' I Обоз- , начение; Множи- тель
тера т ' ю 12 санти С 10~2
ги га 1' 10 9 милли м ю~3
мега м 10 6 микро мк 10~6
кило к 10 J нано н Ю"9
гекто г 10 2 ПИКО п ю~12
дека да 10 1 фемто ф I0-15
дени . д IC"1 атто а IO-*8
136
Продоляениэ
Рис. 1П. Условия гидратообразования
природных газов различной
плотности
137
Продолжение
Влескяоеть -газа n.pu 20 *С и 0,1 МПа,
Рис. З.П. 3?виси.ость точки
росы при осушке растворами
дрр т -пергтуры контакта
Рис. 2.П. Ревновте-
ная втяжнссть при -
родног) гаиа при
различных те...пера -
турах и давлениях^'
TeMne|yxrj/|ja KoiWfcl
138 Продолжение
Риси4П . Завис;г;ость плотности растворов ДЭГ
от температуры /II /
Рис. ЗП. Зависимость рас воригости углеводородных
газов в ДЭГ от давления при резных ~е’-.ператур£х Д'.
?39
Продолжение
Рис.б'.П. Нсмогр&лла
для определения по-
терь £,ЭГ s газовой
среде Лт/
Рис. 7.П. График для опре-
деления поправочной вели-
чины С° /ц /
140
Предо, лжение
ла'р
Рис. 81К График для определения поправочной
величины Ср / II/
Рис. 9П. Зависи ость скрыт п теплоты
пброибобяовени« уг,ле°<’дгр "лных газов (С,- С^)
от iv вления ( п Мвксьеллу) /II /
141
Продолжите
го е к hi ю tao Mfl мп
T^r\o.f>ctrypei ^*с
Рис. Ю\П. Зависимость парциального
давления воды в растворе ДЭГ от тем-
пературы / II/'.
I - вод'1 ; 2 - 25 % масс, воды ;
3 - 20 % масс. воды; 4 - 15 % масс. воды ,
5. - 10 % масс, воды ; 6 - 5 % масс, воды ;
7 -3,8% масс, воды ; 8 - 3 % масс. воды;
9 - 2 % масс, воды ; 10 - I % масс, воды;
П - диэтиленгликоль
142
Продолжение
Доение p.Oi Mfla
^с. Л Л. Н
Р0вновесиьг<
для
° степени'1 /12
° пре; эле нк в
143
Продолжение
Рис12П. График объемной производительности
з зависимости от давления
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 3
I. Гидравлический и тепловоп расчет газопромысловых
шлейфов//^...................................... 4
2. Определение условий образования гидратов газов./Т/. 1Ь
j. Расчет расхода ингибитора гидратообразования21
4. Расчет процесса дросселирования природного газану 2?
5. Определение рабочих параметров вихревой камеры для
низкотемпературной сепарации газа.................. ?
6. Расчет процессов НТС газа с применением холодильных
установок ./.^/.................................... 3<
7. Технологический и конструктивный расчет эжекторов в
схеме НТС.///...................................... 43
6. Технологический расчет противоток.юго
абсорбционного процесса осушки газов /1,9,11/ ... 4
9 . Технологический расчет десорбера для регенерации
раствора диэтиленгликоля////....................... 62
10 .Технологический расчет многофункциональных аппара-
тов подготовки газа ()ИА)/.Иу...................... 77
II .Технологический расчет адсорбционной осушки газа.. 95
ЛИ1ЕРАТУРА.................................... 109
ПРЮКИЕНИЕ...................................... Ш
Редактор Синилола А.А.
Лицензия ЛР № 020267 от 12.11.91.
Подписано к печати 31.03.95.Формат бумаги 60x84 1/16
Бумага оберточная. Печать офсетная. Уч.-изд. листов 8,0
Печ листов g у . Тираж 200 экз. Заказ У.
Артикул С35
Ротапринт Уфимского государственного
нефтяного технического университета
Адре. университета и полиграфпредприятия:
450062. У<а, Косм онавтов. 1