Проектирование установки подготовки газа на месторождении Петропавловское

метки: Подготовка, Установка, Промысловый, Жидкость, Сепаратор, Давление, Процесс, Рабочий

В Анивском районе Сахалинской области, в рамках проекта «Освоение газовых месторождений Анивского района», планируется разработка и освоение месторождения Петропавловское. По результатам работ, проведенных на Петропавловской площади, прогноз газоносности свидетельствует о стабильности газопродуктивности. Ожидаемый дебит газа по Петропаловской площади планируется на уровне скважины 2 Благовещенская (45 — 50 тыс. м3 в сутки) как наиболее подходящей по геологическому строению и ожидаемой характеристике коллекторов. Предполагается, что на первом этапе реализации проекта разработки Петропавловской площади, поставки газа потребителям будут осуществляться посредством врезки в магистральный газопровод и продолжатся до момента постройки второй нитки газопровода, позволяющей реализовывать ежегодно до 210 — 260 млн. м3 газа.

При данных объемах Петропавловское месторождение нуждается в установке подготовки газа, что, собственно, и является целью данной работы.

Автором был проведен анализ существующих методов сбора и подготовки газа к транспорту, разработана технология подготовки газа на месторождении Петропавловское; произведены расчеты процесса дросселирования, газовых сепараторов; расчет норм расхода ингибиторов гидратообразования для технологического оборудования установки подготовки газа.

1. Общая часть

1 Общие сведения о месторождении Петропавловское

Петропавловское месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности. Месторождение находится на Петропавловской площади в пределах Анивского административного района Сахалинской области. (рисунок А 1 Приложение А)

Петропавловская площадь находится в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина Лютоги, на ее левобережье в районе пос. Петропавловское.

В орогидрографическом отношении площадь большей частью приурочивается к долине реки Лютога. Абсолютные высоты рельефа по площади не превышают первых десятков метров, а относительные превышения — до 30 или немногим более метров. Вдоль северной границы абсолютные отметки достигают 50 — 100 м.

Гидросеть района составляют река Лютога и мелкие речки: Гвардейская, Болотная и Хуторная. Значительная часть площади приурочена к пашням, фермерским или дачным участкам. Частично заселен только крайний север территории.

В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Рихтера. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 — 4 балла.

Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

... толщ - от монолитного на Северо-Уренгойском месторождении, до слоистого - в долинах рек на юге Уренгойской площади. Глубина залегания ММП от 0 до ... задачей УКПГ является сбор и подготовка газа, а именно: транспортировка газа от скважин до УКПГ, сепарация газа от капельной жидкости и ... летние месяцы. Гидрографическую сеть образуют р. Пур (на востоке района) и ее левые притоки – р. Ево-Яха, р. Нгарка ...

Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний).

Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров — с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках — достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 — 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 — 2,3 м/с. Среднегодовая температура 4 — 5° С.

Экономически район освоен, особенно в сельскохозяйственном отношении. Площадь включает в себя пос. Петропавловское, а также значительное число дачных участков, частных фермерских хозяйств и земель военного ведомства. В южной части площади располагается асфальтобетонный завод. Через площадь проходят автотрассы Таранай — Анива — Холмск (Невельск), Анива — Южно-Сахалинск и к юго-востоку от площади — Анива — Корсаков; достаточно развита сеть грунтовых дорог. Автодорожные мосты через Лютогу в г. Анива и вблизи пос. Петропавловское. К югу от площади ведётся разработка трёх небольших газовых месторождений для теплофикации Анивского района и г. Южно-Сахалинска. Вдоль восточной границы участка работ в 2001 году был проложен газотрубопровод к г. Южно-Сахалинск.

Освоение Петропавловской площади было продиктовано выявленной в 2000 г. возможностью прироста запасов газа непосредственно к северу от разведываемых месторождений за счет прогнозируемых сейсморазведкой газоперспективных Луговской и Лютогской структур.

2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения

Сформированные ранее базы данных по топографии и геолого-геофизическим материалам глубокого бурения были дополнены топографической документацией сейсмопрофилей Петропавловской площади, данными бурения по Луговской, Лютогской, Северо-Луговской и новыми данными поисково-разведочного и эксплуатационного бурения 2000-2001 гг. по Золоторыбной, Южно-Луговской, Заречной и Благовещенской площадям.

2.1 Характеристика геологического строения

Изученный геологический разрез в Анивском прогибе снизу вверх представлен породами складчатого основания палеозой — мезозойского, а отложения собственно прогиба — верхнемелового и кайнозойского возрастов.

Палеозой — мезозой. Сусунайская серия, в центральной части Анивского прогиба, вскрыта скважиной на Соловьевской площади глубиной 970 — 1352 м и представлена образованиями метаэффузивами, ортосланцами, филлитовыми и слюдяно-кварцевыми сланцами, линзами мраморов и кварцитов.

Мезозой. Верхнемеловые отложения на дневную поверхность выходят в ограниченных тектонических блоках западного обрамления Анивского прогиба. В прогибе они вскрыты рядом глубоких скважин, в том числе в пределах рассматриваемой площади. Литологически эти породы представлены темноцветными алевролитами, темно-серыми аргиллитами, глинистыми песчаниками; отмечены обломки раковин иноцерамов и других моллюсков.

Кайнозой. В кайнозойском разрезе Анивского прогиба выделяется два подразделения:

Литология и прогноз коллекторов в неогеновых отложениях Таманского полуострова

... газовых залежей Анастасиевско-Троицкого месторождения. Анализ условий формирования залежей нефти и газа. При составлении дипломного проекта использовались производственные фондовые материалы НТЦ Роснефть, ОАО Краснодарнефтегеофизка, Абинского Управления Геофизических работ. Работа состоит ...

• а) нерасчленённые олигоцен-миоценовые отложения, включающие в себя аракайскую свиту олигоцена, холмскую и невельскую свиты миоцена;
• б) миоцен-плиоценовые маруямские отложения. Нижнее подразделение кайнозоя обычно именуется холмско-невельским комплексом.

Холмская и невельская свиты

Общая мощность холмско-невельских отложений, в пределах Петропавловской площади, составляет порядка 1200 м. Холмская свита сложена кремнистыми, туфогенными серыми алевролитами и аргиллитами. Невельскую свиту слагают переслаивающиеся туфогенные аргиллиты, алевролиты и песчаники, туффиты и туфы различной зернистости — от пелитовой до псефит-псаммитовой.

Маруямская свита. В рассматриваемых пределах маруямская свита залегает на эрозионной поверхности холмско-невельских отложений.

В Анивском прогибе свита представлена тремя основными типами отложений (снизу вверх):

• а) мелководноморскими;
• б) мелководно-прибрежными;
• в) прибрежно-континентальными.

Первый из них слагает нижнюю подсвиту, два вторых — верхнюю.

Нижнемаруямская подсвита — алевритистые песчаники и песчанистые алевролиты. Окраска пород голубовато-серая, в выветрелом состоянии — серая и желтоватая. Нижнемаруямский разрез представлен переслаиванием слабопроницаемых существенно глинистых и проницаемых преимущественно песчано-алевритовых горизонтов.

Верхнемаруямская подсвита залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов, развивающимся с запада на восток. По седиментологическим и фациальным особенностям подсвита подразделяется на две пачки.

Нижняя из них ранее рассматривалась как регрессивная, переходная от прибрежно-морских к прибрежно-континентальным отложениям. Она представлена аналогичным нижнемаруямскому переслаиванием песчано-глинистых разностей, отличаясь проявлением проградационной седиментации. Её толщина может достигать 200 м. Верхняя пачка — весьма слабо литифицированные отложения, представленные преимущественно песчаными разностями. Её толщина по площади варьирует в широких пределах: от 380 до 800 м.

Тектоника

Рисунок А 2 (Приложение А) иллюстрирует тектоническую позицию исследуемой площади в общей структуре Анивского прогиба. Картируемые сейсморазведкой локальные поднятия — как газоносные, так и перспективные в отношении газоносности — составляют единую цепь субмеридионального простирания, выделенную как Луговская антиклинальная зона.

В рассматриваемых пределах для пачки начального накопления маруямской свиты (XIV — XI горизонты), в том числе и для наиболее газопродуктивных горизонтов нижнемаруямского разреза, Луговская зона является горст-антиклинальной.

Состав и свойства газа

Свободный газ, рассматриваемого месторождения, однотипен по своему составу и физическим параметрам с газом, добываемым на месторождениях Анивской группы: Восточно-Луговское, Южно-Лугвское, Заречное, Благовещенское. Он содержит:

• метана 90,40-97,42 %;
• азота от 0,74 до 9,01 %;
• углекислого газа 0,76-2,21 %;
• этана 0,03-0,33 %;
• пропана 0-0,11 %;
• изо- и нормального бутана 0-0,08 %;
• суммы более высоких гомологов 0-0,01 %;
• удельный вес свободного газа по воздуху 0,571-0,608;
• начальная температура 39-508 С.

В результате проведения сейсморазведочных работ на Петропавловской площади должны быть изучены и локализованы Луговская и Лютогская структуры, оценены перспективные ресурсы газа этих объектов.

Понятие идеального газа

... равновесия. Давление определяется силой, с которой газ давит на единицу площади стенки сосуда. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ИДЕАЛЬНОГО ГАЗА. Идеальным газом -, Идеальный газ - расстояние между молекулами гораздо больше ... равный (2.3.) Полный же импульс, который получает стенка на единице площади, т.е. давление газа, определяется суммированием таких выражений по всем возможным положительным значениям скорости ...

Луговская структура

Как локальное складчатое обособление Луговская структура проявляется во всём маруямском разрезе. Промышленный приток газа (19,8 тыс. м3/сут.) по данной зоне возможен только из III горизонта. Горизонты V, VI, IX, X, XI, XII, XIII, XIV по большей части являются водоносными. И это резко ограничивает перспективы промышленной газоносности складки. Значимая концентрация газа здесь возможна только в залежи III-го горизонта.

Лютогская структура

Материалы сейсморазведки, полученные на Петропавловской площади, подтвердили сейсмический прогноз 2000 г., позволили определить достоверные границы перспективных объектов данной структуры, уточнить детали их строения и контуры продуктивности основных прогнозируемых залежей. Перспективная Лютогская структура представлена двумя тектоническими блоками — основным и восточным.

Основной блок Лютогской структуры является горстом. Прогноз газоносности ограничивается отрицательными результатами бурения скважины 4 — Луговской.

Восточный блок Лютогской структуры является грабеном. Благодаря ограниченной размерности блока и его изолированности как грабена, на уровне пачки начального накопления он является ловушкой для залежей газа.

2.2 Оценка запасов месторождения

В материалах по освоению Петропавловской площади были приведены обоснования пространственных ограничений для оценки перспективных ресурсов газа (категории С3) рассматриваемой территории: это залежь III горизонта Луговской структуры и прогнозируемые залежи горизонтов пачки начального накопления маруямской свиты (ХIII, ХII, ХI) обоих блоков Лютогской

Подсчёт ресурсов свободного газа в залежах производится объёмным методом раздельно по структурам, блокам, пластам или группе пластов по формуле:

(1)

где:

— перспективные ресурсы свободного газа, млн. м3;

— площадь газоносности по зонам, тыс. м2;

— cредняя газонасыщенная толщина по зонам, м;

— коэффициент открытой пористости, доли единицы;

— коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

— начальное пластовое давление, кгс/см2;

— поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта для начального пластового давления;

— конечное пластовое давление — 1 кгс/см2;

— поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта при конечном давлении в пласте, равном 1 кгс/см2;

Выпускной квалификационной работы «Технологическая установка ...

... целью: 1. получения нефтяного газа, для последующего использования, как топливо и химическое сырье; 2. уменьшение перемешивания нефти, газа и воды, с целью понижения гидравлических ... сепарации используется специальное оборудование и всевозможные методы, обеспечивающие наиболее эффективное разделение газообразной и жидкостной фаз[1]. Существующие методы сепарации нефти не лишены недостатков. Поэтому ...

• ,97 — коэффициент перевода технических атмосфер в физические;

— коэффициент извлечения газа.

В данном случае применены подсчётные параметры, использованные для Южно-Луговского, Заречного и Благовещенского месторождений и прошедшие апробацию в ЦКЗ МПР РФ в 2001 г.

Данные по оценке запасов месторождения приведены в таблице А 1 (Приложения А).

Таким образом, общая сумма перспективных ресурсов газа по Лютогской структуре составит 2201 млн. м3, или 2,2 млрд. м3.

Оценка перспективных ресурсов Петропавловской площади приводит к заключению, что для масштабов разведанной ресурсной базы Анивской группы газовых месторождений и их отдельных залежей ныне выявленные перспективные ресурсы газа обоих блоков Лютогской структуры заслуживают значительный практический интерес.

Полученный в результате работ на Петропавловской площади прогноз газоносности свидетельствует о вероятной стабильности газопродуктивности локальных структур Луговской зоны. То есть, в результате выявления сейсморазведкой и опоискования бурением ещё двух прогнозируемых структур на юге Луговской зоны (Нижне-Малинковской и Южно-Таранайской) можно довести запасы газа Анивской группы месторождений до 210 — 260 млн. м3 газа в год. Такой их объём достаточен для теплообеспечения всего Анивского района и областного центра.

2. Технологическая часть

Насущной стала задача комплексного использования сырья. Продукция газовых, газоконденсатных и серогазоконденсатнонефтяных месторождений рассматривается как комплексное сырье для многих отраслей народного хозяйства. Из продукции скважин со сложным составом, используя лишь физические методы переработки, можно получить:

• метан — топливный газ, технологическое сырье в металлургической промышленности и в промышленности строительных материалов;
• этан — сырье для производства этилена;
• пропан — сырье для органического синтеза, хладагент, топливо;
• бутан — сырье для органического синтеза, высокооктановая добавка к моторным топливам, топливо;
• сжиженный газ (смесь пропана и бутана) — сырье для химической переработки, топливо;
• пентан — высокооктановая добавка к моторным топливам;
• стабильный конденсат — высокоэффективный аналог нефти;
• сера — сырье для производства серной кислоты, удобрений;
• сероорганика — растворители, одоранты и т. д.;
• гелий — стратегическое сырье; широко используется в аналитической химии, космонавтике и т. д.

Каждый из потребителей предъявляет свои требования к качеству газа, которые определяются техническими условиями и могут включать:

• а) необходимую степень осушки и отбензинивания газа;
• б) допустимое содержание неуглеводородных компонентов (сероводорода, азота, углекислого газа, органических кислот);

• в) допустимое содержание механических примесей;
• г) допустимое содержание капельной жидкости.

Наиболее существенны требования к качеству газа, обеспечивающие его эффективный транспорт по магистральным газопроводам, безопасное использование в промышленных и бытовых топках, минимальный износ технологического оборудования.

Анализаторы газов и жидкостей

... анализаторы жидкости потенциометрические; анализаторы жидкости - солемеры; анализаторы жидкости амперометрические; анализаторы жидкости кулонометрические; анализаторы жидкости полярографические; анализаторы жидкости механические, звуковые и ультразвуковые; анализаторы жидкости гидромеханические; анализаторы жидкости ротационные; анализаторы жидкости вибрационные; анализаторы жидкости звуковые и ...

Для выполнения этих требований на месторождении сооружаются технологические установки для подготовки газа (сепарации, отбензинивания, осушки, очистки газа от механических примесей) к дальнейшей его транспортировке. В основе промысловой переработки и подготовки газа лежат массо- и теплообменные процессы. При подготовке из газа извлекаются твердые, жидкие и газообразные примеси. Это не только улучшает условия транспорта, хранения и потребления, но и дает возможность получать важные продукты.

1 Классификация и краткая характеристика основных процессов сбора и подготовки газа

Сбором газа называется производственный процесс подачи газа с соответствующей подготовкой от скважин до потребителя.

Естественный углеводородный газ используется для различных целей — как топливо, как сырье для химической промышленности, как рабочий агент при газлифтной эксплуатации и для закачки в пласт при поддержании пластового давления.

Если нефтяной газ подается с промысла непосредственно коммунально-бытовым потребителям, то его качество должно соответствовать требованиям ГОСТ 5542 — 78 «Газы природные топливные для коммунально-бытового назначения». Требования к качеству газа, подаваемого в магистральные газопроводы, установлены ГОСТ 51.40 — 83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы. Технические требования».

Основные показатели качества газа, регламентированные указанными стандартами, приведены в таблице Б 1 (Приложение Б).

К основным технологическим процессам подготовки газа можно отнести следующие:

• очистка газа от механических примесей — проводится с целью предотвращения загрязнения и эрозии коммуникаций, оборудования, приборов и газопотребляющих устройств;
• осушка газа — проводится для удаления из газа капельной влаги и уменьшения содержания в нем водяных паров с целью предотвращения образования кристаллогидратов и ледяных пробок в газопроводах при транспортировке газа;
• очистка газа от сероводорода и двуокиси углерода — проводится с целью предотвращения корродирующего воздействия указанных компонентов на оборудование и трубопроводы и приведения содержания их в газе в соответствие с требованиями санитарных норм;

— отбензинивание газа — проводится для удаления (полного или частичного) из газа пропан-бутановых и более тяжелых (бензиновых) углеводородных компонентов с целью предотвращения образования в газопроводах жидкостных пробок и получения сырья для нефтехимических и химических производств.

Указанные технологические процессы можно осуществлять различными методами:

• а) компрессионный метод — использование свойства воды и углеводородов при увеличении давления переходить из парообразного и газообразного состоянии, в жидкое;
• образовавшуюся жидкость можно отделить от газа в сепараторах;

• б) низкотемпературный метод — использование свойства воды и углеводородов при понижении температуры переходить из парообразного и газообразного, состояний в жидкое;
• образовавшуюся при этом жидкость также можно отделить от газа в сепараторах. Понижение температуры газа возможно вследствие использования энергии самого газа (дроссель — эффекта), применения искусственного охлаждения или естественного холода окружающей среды;

• в) абсорбционный метод — это избирательное поглощение индивидуальных компонентов или их групп из газов (паров) жидкими поглотителями — абсорбентами. В этом процессе происходит переход вещества из газовой или паровой фазы в жидкую.

Процесс перехода вещества из жидкой фазы в паровую (газовую) называется десорбцией. Обычно эти два процесса объединяются в один производственный процесс. Примером абсорбционного процесса может служить гликолевая осушка природного газа. В процессе абсорбции гликоль (ДЭГ, ТЭГ) поглощает пары воды из природного газа. В процессе десорбции из раствора гликоля удаляются пары воды, поглощенные им из газа. Регенерированный раствор снова возвращается в абсорбер;

Очистка отходящих газов от паров органических растворителей

... 3600 м3 /ч. 1. Аналитический обзор. Методы очистки отходящих газов от паров органических растворителей Для обезвреживания отходящих газов от газообразных и парообразных токсичных веществ применяют методы: абсорбции (физической и хемосорбции), ...

• г) адсорбционный метод — избирательное поглощение индивидуальных компонентов или их групп из газов, паров или жидкостей твердым поглотителем — адсорбентом. В этом процессе при определенных термодинамических параметрах извлекаемые (целевые) компоненты переходят из газовой или жидкой фазы в твердую. При других параметрах процесса начинается обратный переход целевых компонентов из твердой фазы в газовую. Этот процесс называется десорбцией. Примером адсорбции может служить извлечение жидких углеводородов из тощих потоков газа активированным углем, удаление воды из газа силикагелем или алюмогелем, удаление меркаптанов молекулярными ситами и т. п.;

• д) метод адгезии (прилипание) — использование сил поверхностного натяжения и прилипания с целью удаления из газа капельной жидкости и механических частиц;
• е) метод фильтрации — пропуск газа через фильтры и насадки различных конструкций;
• ж) механическими методами — использование сил тяжести и центробежных сил с целью удаления из газа механических частиц и капелек жидкости в сепараторах различных конструкций.

Обычно адгезия, фильтрация и механические факторы, используемые при очистке газа, проявляются в комплексе;

— з) метод экстракции — извлечение растворенного в одной жидкости вещества или группы веществ другой жидкостью. Примером экстракции может служить промывка газоконденсата от растворенного в нем метанола водой или промывка щелочью газоконденсата, содержащего меркаптаны. В этих процессах происходит переход вещества из одной жидкой фазы в другую жидкую фазу.

и) ректификационный метод — разделение жидкой, парожидкостной или паровой смеси на практически чистые компоненты или их смеси, обогащенные легко- или тяжелолетучими компонентами. Процесс осуществляется в результате контакта неравновесных потоков пара и жидкости, формирующихся из вводимой в колонну смеси (питания).

Формирование парового и жидкого потока основано на различии в температурах кипения разных компонентов и поддержании определенных температур вверху и внизу разделительной (ректификационной) колонны;

• к) комбинированный метод — сочетание нескольких методов (например, применение низких температур и абсорбции).

Для всех перечисленных процессов общим является переход вещества из одной фазы в другую. Такой переход осуществляется вплоть до установления равновесия.

2 Сущность метода осушки и низкотемпературной сепарации

Осушка газа

Вода, содержащаяся в продукции скважин, не является товарообразующим компонентом, но осложняет процессы переработки и транспортировки, снижает качество товарных продуктов и поэтому должна быть удалена. Извлечение влаги из природного газа и из углеводородных жидкостей называется осушкой.

Общие сведения

Нефтяные и природные газы, добываемые из недр, насыщенны водяными парами, содержание которых определяется давлением, температурой и химическим составом газа. Чем выше температура контакта газа с водой, тем больше количество паров воды переходит в газовую фазу. Давление оказывает обратное воздействие. Тяжелые углеводородные газы содержат меньшее количество воды, чем легкие. Наличие и увеличивает содержание воды, присутствие уменьшает. Влагосодержание, соответствующее полному насыщению газа водяными парами, называется равновесным.

Различают абсолютную и относительную влажность газа. Абсолютная влажность газа — это масса водяных паров, находящихся в единице объема или в единице массы газа. Она выражается в г/м3 или г/кг газа. Относительная влажность газа — это отношение массы водяных паров, содержащихся в газовой смеси, к максимальной массе водяного пара, которая могла бы находиться в данном объеме газа при условиях насыщения. Она выражается в процентах или долях единицы. Если понизить температуру газа, содержащего максимальное возможное количество водяных паров, оставив давление неизменным, то часть водяных паров сконденсируется. Температура, при которой водяные пары, содержащиеся в газе, конденсируются, называется точкой росы газа по влаге при данном давлении.

Для определения равновесного влагосодержания природных газов широко используют графики. На рисунке Б 1 (Приложение Б) представлена зависимость равновесного влагосодержания природного газа от температуры, плотность которого по отношению к воздуху равна 0,6. При плотности газа более 0,6 и при наличии в воде солей величину влагосодержания, полученную с помощью этого графика, необходимо умножать на коэффициенты Сг или Сс, значение которых приведены на рисунке Б 1 (Приложение Б).

Содержание в нефтях и природных газах водяных паров регламентируется, так как они могут конденсироваться в технологических системах, в результате чего будут создаваться условия для образования гидратов (твердых кристаллических веществ), которые закупоривают рабочее пространство трубопроводов и аппаратов и нарушают нормальные условия эксплуатации объектов добычи, транспортировки и переработки газа. Кроме того, при наличии в газе паров воды и сернистых соединений могут создаваться условия для возникновения коррозии металлов, а, следовательно, наличие водяных паров может приводить к преждевременному износу и разрушению оборудования, трубопроводов и аппаратуры УПГ и других объектов.

Методы осушки газа

Как описывалось ранее, присутствие влаги в газе осложняет процессы транспортировки и переработки. Поэтому пары воды из газа рекомендуется извлекать на возможно ранних стадиях его переработки. Чем ниже температура, до которой охлаждается газ при транспортировке и переработке, тем более жесткие требования предъявляются к его точке росы. В зависимости от требуемой точки росы осушка газа может осуществляться следующими методами:

• а) охлаждение;
• б) абсорбция;
• в) адсорбция;
• г) комбинация методов.

Осушка природного газа охлаждением.

Как видно из графика влагосодержания природного газа, количество влаги зависит от давления и температуры. При контакте газа с водой повышение температуры или снижение давлении увеличивает влажность газа. Понижение температуры при постоянном давлении уменьшает влажность вследствие конденсации влаги. На этом и основана осушка газа охлаждением. Нижний предел температуры охлаждения газа ограничивается условиями гидратообразования. Этот метод используется в установках низкотемпературной сепарации (НТС) с впрыском ингибиторов гидратообразования и для предварительного удаления основного количества влаги при применении других методов осушки.

Абсорбционный способ осушки газа

Абсорбционный метод широко применяют для осушки газа на головных сооружениях магистральных газопроводов и газоперерабатывающих заводах. В качестве абсорбентов — осушителей используют концентрированные водные растворы моно-, ди- и три-этиленгликолей. Сведения о достоинствах и недостатках различных гликолевых осушителей приведены в таблице Б 2 (Приложение Б).

Осушка газа этими абсорбентами основана на разности парциальных давлений водяных паров в газе и абсорбенте. Значения равновесной точки росы газа, которые можно в принципе обеспечить водными растворами гликолей, определяются по рисункам Б 2, Б 3, Б 4 (Приложение Б).

Физико-химическая сущность процесса абсорбции

Извлечение компонентов происходит за счет несбалансированных сил, существующих на поверхности раздела фаз, поскольку на молекулы поверхностного слоя действуют разные силы межмолекулярного взаимодействия со стороны жидкой и газовой фаз. Процесс извлечения может основываться на одном или нескольких механизмах, таких, как: химическое растворение, сольватация или дисперсионный эффект.

Сольватация — взаимодействие абсорбента и растворяемого вещества с образованием ассоциированных групп частиц. Способность к сольватации объясняется дипольным характером строения молекул. Ярко выражен дипольный характер молекул воды: на атомах водорода имеются эффективные положительные заряды, а на атоме кислорода — эффективный отрицательный заряд. При сольватации заряженные частицы или полярные молекулы растворяемого вещества окружаются молекулами поглотителя, сориентированными в соответствии с их зарядами. Сольватация — дипольное взаимодействие молекул абсорбента и абсорбируемого вещества.

Дисперсионный эффект — это перемешивание молекул газа и абсорбента. Это объясняется тем, что молекулы газа связанны друг с другом настолько слабыми силами межмолекулярного взаимодействия, что они способны распределиться между молекулами подобных веществ. Например, парафин растворяется в бензоле потому, что силы межмолекулярного взаимодействия в парафине очень слабы и молекулы бензола, со своей стороны, не препятствуют молекулам парафина распределяться между ними, так как силы межмолекулярного взаимодействия в бензоле тоже не велики. Вместе с тем парафин практически не растворим в воде, потому что между молекулами воды действуют очень большие силы взаимодействия и беспорядочно движущиеся молекулы парафина не в состоянии преодолеть их и раздвинуть молекулы воды, чтобы распределиться среди них. Можно сформулировать общее правило: полярные вещества растворимы в полярных растворителях, неполярные вещества растворимы в неполярных растворителях. Дисперсионный эффект обусловлен вандерваальсовыми силами притяжения между молекулами газа и жидкости. Абсорбция, осуществляющаяся на основе вандерваальсовых сил, называется физической абсорбцией. При физической абсорбции растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна парциальному давлению данного газа над поверхностью жидкости. Молекулы газа, растворенного в жидкости, способны постепенно выделяться из нее. Если скорость выделения газа из жидкости уравновешивается со скоростью его растворения, устанавливается равновесие, и при существующем давлении и температуре жидкость насыщается газом. Растворимость газа в жидкости растет с повышением давления и понижением температуры. Снижение давления и повышение температуры вызывают выделение газа из жидкости. Процесс выделения газа из жидкости называется десорбцией.

В связи с требованиями нормоконтроля принципиальная схема абсорбционно — десорбционного процесса и ее описание представлены в (Приложении Б рисунок Б 5).

Физико-химическая сущность процесса адсорбции.

Механизм адсорбции подобен механизму абсорбции, поскольку в их основе лежат проявления одних и тех же молекулярных сил. На поверхности твердых веществ имеются несбалансированные силы, обусловленные неполным насыщением валентных связей поверхностных атомов. Вполне естественно поэтому, что такие поверхности взаимодействуют с прилегающими к ним фазами. Это взаимодействие может проявляться либо как физическая адсорбция, либо как хемосорбция. Ненасыщенные валентные связи поверхностных атомов и наличие неровностей на поверхности обусловливают хемосорбцию. Энергия хемосорбции обычно составляет 170 — 420 кДж на моль адсорбированного вещества, т. е. хемосорбированный слой довольно устойчив. Поверхностная адсорбция обусловливает механизм действия многих катализаторов. При адсорбции на активных центрах поверхности катализатора в молекулах адсорбированного вещества происходит разрыв внутримолекулярных связей. Образовавшиеся при этом атомы легко взаимодействуют с другим адсорбированным на катализаторе веществом либо с веществом прилегающей фазы, образуя новое химическое соединение.

В отличие от хемосорбции физическая адсорбция основана главным образом на вандерваальсовом взаимодействии между поверхностью твердого вещества и ее окружением. Поэтому теплота адсорбции нередко составляет не более 40 кДж на моль адсорбированного вещества и вследствие этого адсорбированный слой легко отделяется от поверхности. Удаление молекул адсорбированного вещества с поверхности адсорбента называется десорбцией. Для осуществления процесса десорбции необходимо подвести энергию большую, чем поверхностная энергия адсорбции. Это достигается нагревом слоя адсорбента и подачей десорбирующего агента (газовой фазы), в который и переходит десорбируемое вещество. На обратимость адсорбции и основывается адсорбционный производственный процесс.

Промышленные адсорбенты должны:

• а) иметь большую адсорбционную емкость;
• б) обладать высокой селективностью;
• в) быть способными к регенерации;
• г) иметь высокую механическую прочность;
• д) обладать стабильностью адсорбционных свойств в условиях длительной эксплуатации;
• е) быть нетоксичными, некоррозионными;
• ж) иметь низкую стоимость.

В газовой промышленности для осушки газов и жидкостей применяются активированный оксид алюминия, алюмогели, силикагели и цеолиты (молекулярные сита); для отчистки от кислых компонентов — цеолиты; для извлечения из газов углеводородных компонентов — активированные угли, силикагели и цеолиты.

В связи с требованием нормоконтроля принципиальная схема адсорбционного процесса и ее краткое описание представлены на рисунке Б 6 (Приложение Б).

Комбинированные способы осушки газа

Для глубокой осушки газа с целью повышения экономической эффективности используются различные комбинации рассмотренных процессов. Охлаждение газа и тщательная его сепарация при входе в установки осушки снижают влажность исходного газа и улучшают условия процессов.

При сочетании абсорбционного и адсорбционного способов осушки удается при наименьших эксплуатационных затратах достигать практически полного извлечения влаги. Основное количество влаги при этом извлекается более дешевым абсорбционным способом, остаточная влага — более эффективным адсорбционным. В качестве адсорбента при таком комбинировании процессов используются только цеолиты.

Сущность низкотемпературной сепарации газа

Метод извлечения жидких углеводородов из газов газоконденсатных месторождений, в основе которого лежат процессы однократной конденсации при температурах от -10 до -25¡ С и газогидромеханического разделения равновесных жидкой и газовой фаз, называется низкотемпературной сепарацией.

Развитая схема НТС и ее описание представлены на рисунке Б 7 (Приложение Б).

Эффективность работы установок НТС при совершенном оборудовании и достижении состояния равновесия зависит от давления в низкотемпературном сепараторе, температуры и состава исходной смеси.

Давление сепарации определяется давлением магистрального трубопровода и в пределах обычно используемых давлений (5 — 7,5 МПа).

Влияние температуры и состава исходной смеси хорошо прослеживается на примере извлечения нормального пентана (рисунок Б 8 Приложения Б).

Здесь в качестве параметра состава используется средняя молярная температура кипения исходной жидкости. Из графика видно, что:

• при постоянной температуре сепарации, чем тяжелее состав исходной смеси, тем выше степень извлечения данного компонента, однако, начиная с некоторого состава (средняя молярная температура кипения около — 133° С, М = 22), утяжеление состава исходной смеси практически не влияет на увеличение степени извлечения;

• снижение температуры сепарации от 0 до -40° С обеспечивает существенный рост извлечения конденсатообразующих компонентов из газов легкого состава (средняя молярная температура кипения -156 — 133° С);
• влияние температуры сепарации на извлечение конденсатообразующих компонентов их жирных газов (средняя молярная температура кипени больше -133° С, М >
• 22) несущественно;

• для обеспечения высоких степеней извлечения конденсатообразующих компонентов требуется тем более низкая температура НТС, чем легче состав исходной смеси.

Для совершенствования процесса НТС были предложены два метода: сорбция в потоке и изоэнтропийное расширение газа.

Сорбция в потоке — впрыск в поток исходной смеси стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей на некотором расстоянии от сепаратора, т. е. утяжеление исходной смеси. До определенного предела утяжеление состава тощей исходной смеси позволяет повысить степень извлечения конденсатообразующих компонентов. Но это мероприятие не дает эффекта для жирных смесей.

Замена изоэнтальпийного расширения (дросселирование) на изоэнтропийное (расширение в детандерах) позволяет эффективнее использовать имеющийся свободный перепад давления. Но и в том и в другом случае необходимо иметь этот свободный перепад давления. Замена дросселя на детандер несколько продлевает срок службы НТС, но не решает проблему извлечения жидких углеводородов на период исчерпания свободного перепада давления.

Как видно из графика, по мере разработки месторождения на истощение для поддержания заданного уровня извлечения жидких углеводородов следовало бы из все облегчающегося состава исходной смеси снижать температуру сепарации. На практики же из-за непрерывного снижения свободного перепада давления температура сепарации постоянно повышается. Поэтому на снижение эффективности НТС влияют одновременно два фактора — облегчение состава исходной смеси и повышение температуры сепарации.

Таким образом, главная причина низкой эффективности установок НТС — несовершенство процесса однократной конденсации, когда извлечение целевых компонентов при фиксированных давлении и температуре зависит только от состава исходной смеси.

К достоинствам установок НТС можно отнести:

• низкие капитальные вложения и эксплуатационные затраты при наличии свободного перепада давления;
• одновременную осушку газа до точек росы, достаточных для дальнего транспорта газа.

Для установок НТС характерны

низкие степени извлечения газового конденсата, особенно для тощих газов;

• высокие потери целевых компонентов с товарным газом;
• снижение эффективности процесса из-за облегчения состава газа и повышения температуры НТС;
• необходимость реконструкции на период исчерпания свободного перепада давления;
• применение ингибитора гидратообразования.

Установки НТС могут найти оправданное применение на небольших месторождениях с коротким сроком разработки, когда более сложные установки не успевают окупаться, а также для первичной обработки при подаче газа на переработку на отдаленный ГПЗ.

Как показывает зарубежный опыт, процесс НТС перерос в процесс низкотемпературной конденсации, отличающийся значительно более низкими температурами охлаждения потока газа.

3 Описание конструкций газовых сепараторов

При добыче, подготовке, транспортировке и хранении газа широко используют различного рода и назначении сепараторы — оборудование для разделения газовых, жидкостных и твердых фаз.

Типы сепараторов, их преимущества и недостатки представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Характеристика сепараторов различных типов

Тип сепараторов	Преимущества	Недостатки
Вертикальные	Простота контроля уровня жидкости. Полное улавливание из газа больших количеств песка и грязи. Простота очистки аппарата от грязи. Способность аккумулировать большие количества жидкости. Малая испаряемость жидкости.	Высокая стоимость по сравнению с сепараторами других типов. Трудность транспортировки. Больший, чем у горизонтального сепаратора, диаметр аппарата при одинаковой производительности
Горизонтальные	Стоимость меньшая, чем стоимость вертикальных сепараторов. Простота перевозки. Простота привязки к газопроводу. Меньший, чем у вертикального сепаратора, диаметр аппарата при одинаковой производительности.	Трудность контроля над уровнем жидкости больше, чем у вертикальных сепараторов. Более сложная очистка аппарата от грязи, песка, парафина. Большая поверхность жидкости.
Сферические	Стоимость меньшая, чем приведенных выше сепараторов. Компактность.	Небольшое сепарационное пространство, малая емкость для сбора жидкости. Трудность контроля над уровнем жидкости.

Принцип сепарации

Работа любого сепаратора основана на применении одного или нескольких принципов осаждения: за счет силы тяжести, центробежной силы, соударения, электростатических сил, ультразвука, фильтрации, коагуляции, адсорбции и термического воздействия. Проблема усложняется тем, что частицы имеют различные размеры и могут быть твердыми и жидкими. Поэтому размеры сепараторов и их стоимость всегда определяются характеристикой обрабатываемого газа.

В одних случаях сепараторы применяют для грубого разделения жидкости и газа, например при сепарации нефти от попутного газа или сжатого воздуха от компрессорного масла. Эту группу сепараторов называют трапами или гравитационными сепараторами. Разделение жидкости и газа в трапах происходит в основном в результате действия гравитационных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффективность трапов несколько возрастает, так как к гравитационным силам, действующим на сепарируемые частицы, добавляются инерционные силы. Тем не менее, эффективность сепарации в трапах редко превышает 80 — 85 %.

При необходимости обеспечения более высокой эффективности сепарации газа от жидкости (до 90 — 99 %), предотвращения нежелательных явлений уноса реагентов, абсорбента, промывочной жидкости из технологических установок используют газожидкостные сепараторы. Процесс осаждения капель жидкости из газового потока в газожидкостных сепараторах происходит в результате действия на сепарируемые капли центробежных и инерционных сил в сочетании с гравитационными силами.

Отличие газожидкостных сепараторов от трапов заключается в следующем: в газожидкостных сепараторах обрабатывается газожидкостная система с высоким газосодержанием или газовым фактором, а в трапах — газожидкостная система с малым газосодержанием или газовым фактором.

Следующую группу сепараторов, применяющихся для очистки транспортируемого газа, можно классифицировать как пылеуловители или скрубберы, подразделив их на «мокрые» и «сухие».

Особую группу сепараторов можно выделить для разделения системы «газ — жидкость». Это, так называемые, трехфазные сепараторы или разделители жидкости. Наконец, к классу сепараторов могут быть отнесены технологические емкости, используемые для хранения, слива, налива и смешивания различных жидкостей и реагентов в установках подготовки газа.

Сепараторы должны удовлетворять следующим требованиям:

• иметь достаточную первичную сепарационную секцию для удаления основной части жидкости из газового потока;
• иметь достаточную длину, высоту или объем, чтобы обеспечить осаждение основной массы жидкости под действием силы тяжести, в особенности при пробковом режиме поступления жидкости;

• включать средства и устройства для снижения турбулентности газожидкостного потока;
• иметь эффективные скрубберные насадки для снижения уноса капель жидкости с отсепарированным газовым потоком;
• включать необходимое число запорной и регулирующей арматуры, приборов КИП, автоматики и телемеханики.

При проектировании и эксплуатации сепараторов выполняют следующие виды расчетов:

• конструкционные (расчет толщины стенок, рабочего давления, габаритов узлов и деталей);
• технологические (расчет производительности);
• гидравлические (расчет потерь давления).

Сосуды, аппараты и технологические блоки, работающие под избыточным давлением во влажной среде, содержащей сероводород, в зависимости от парциального давления сероводорода ( ) и кислотности среды (рН) подразделяют на пять категорий:

а) МПа при любом значении рН;

• б) 1 МПа > МПа при ;

• в) 1 МПа > МПа при ;

• г) 0,1 МПа > МПа при ;

• д) 0,001 МПа > МПа при любом рН.

В зависимости от категории сосуда, аппарата и технологи­ческого блока выбирают материал для их элементов.

Газосепараторы центробежные регулируемые (ОСТ 26-02-2057-79) предназначены для предварительной очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а также в качестве замерного сепаратора в установках замера газа и жидкости. Выпускают сепараторы на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа. Сепараторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 98 % при начальном предельном содержании жидкости, поступающей с газом в аппарат, до 200 см3/нм3. Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом (по ГОСТ 16350-80) при температуре рабочей среды от -30 до +100° С. Потери давления до 0,03 МПа.

Предусмотрены два типа центробежных регулируемых газосепараторов:

• с цилиндрическим сборником жидкости на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа, производительностью по газу от 0,15 до 1 млн. м3/сут., (рисунок Б 9 Приложения Б);

• с шаровым сборником жидкости на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа, производительностью по газу от 1 до 5 млн. м3/сут., (рисунок Б 10 Приложения Б).

В конструкции сепараторов предусмотрено размещение подогревателя во внутренней полости сборников жидкости. Производительность сепараторов по газу, в зависимости от рабочего давления для обеспечения паспортной степени очистки газа от жидкости, регулируется специальным устройством, состоящим из подвижного и неподвижного конусов, завихрителя. Подвижный конус завихрителя перемещается вращением штурвала.

Производительность по газу центробежных регулируемых газосепараторов в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графикам.

Газожидкостная смесь в регулируемом центробежном газосепараторе разделяется благодаря закручиванию потока в вертикальном цилиндрическом патрубке, которое обеспечивается использованием специального завихрителя. При прохождении газожидкостного потока через завихритель жидкость под действием инерционных и центробежных сил отбрасывается на стенку вертикального цилиндрического патрубка и стекает вниз по его стенке в сборник, откуда непрерывно или периодически дренируется. Отсепарированный газ отводится из вертикального цилиндрического патрубка через осевой патрубок, в конструкции которого предусмотрена розетка, обеспечивающая стабилизацию потока с целью предотвращения излишних потерь давления потока.

Газосепараторы жалюзийные (ОСТ 26-02-2059-79) предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а также в процессах нефтяной, газовой и газоперерабатывающей технологий, где необходимо добиться минимального уноса жидкости с газовым потоком. Выпускают сепараторы на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа, диаметром 800, 1000, 1200, 1600 мм, производительностью по газу от 0,7 до 7,5 млн. м3/сут. Сепараторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 99 % при предельном содержании жидкости в газовом потоке, поступающем в сепаратор, до 200 см3/нм3.

Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом при температуре рабочей среды от -30 до +1000° С. Потери давления рабочей среды в сепараторе не превышают 0,025 МПа, в том числе на жалюзийной насадке — не более 0,005 МПа.

В сепараторе (рисунок Б 11 Приложения Б) предусмотрено размещение подогревателя в нижней части корпуса, являющейся сборником жидкости.

Газожидкостная смесь в жалюзийном газосепараторе разделяется на два потока — газ и жидкость — благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса сепаратора и осаждается вниз в сборник жидкости. Туманообразная масса жидкости (тонкодисперсные капли) сепарируется из газового потока в пакетах вертикальных жалюзийных скрубберных насадок, размещаемых в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается в дренаж или жидкостную технологическую линию.

Газосепараторы сетчатые (ОСТ 26-02-2058-79) предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а также в технологических процессах газо- и нефтеперерабатывающих заводов в качестве аппаратов промежуточной и окончательной очистки газа. Выпускают сепараторы на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа. Они обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 99 % при предельном содержании жидкости, поступающей в аппарат с газовым потоком, до 200 см3/м3. Сетчатые газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом при температуре рабочей среды от -30 до +100° С. Потери давления потока рабочей среды в газосепараторе до 0,05 МПа, в том числе на сетчатом отбойнике до 0,02 МПа.

Предусмотрены три типа сетчатых газосепаратора:

• цилиндрические вертикальные с фланцевым разъемом диаметром 600 — 800 мм на рабочее давление от 0,6 — 8 МПа, производительностью по газу от 0,08 до 0,8 млн. м3/сут. (рисунок Б 12 Приложения Б);

• цилиндрические вертикальные диаметром 1200 и 1600 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа, производительностью по газу от 0,8 до 2 млн. м3/сут. (рисунок Б 13 Приложения Б);

• шаровые с цилиндрическим сборником жидкости диаметром сферы 2200 и 2600 мм на рабочее давление от 1 до 8 МПа, производительностью по газу от 2 до 5 млн. м3/сут.

В конструкции сепараторов предусмотрено размещение подогревателя в нижней части корпуса — сборнике жидкости.

Производительность по газу сетчатых газосепараторов в зависимости от рабочих условии сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графикам. Газожидкостная смесь в сетчатом газосепараторе разделяется на газ и жидкость благодаря воздействию на капли жидкости гравитационных и инерционных сил. Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса и осаждается в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещенном в средней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидкости. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается.

Циклонные газосепараторы эксплуатируются на газовых и газоконденсатных промыслах при больших газовых факторах. Для предотвращения уноса отсепарированной жидкости в конструкции циклонного сепаратора предусматривается разрыв выхлопной трубы. При работе циклона в проектных термодинамических условиях его эффективность достигает 95 %. Как правило, циклонные сепараторы используют для грубой очистки газа на первых ступенях сепарации установок подготовки газа. Эксплуатируют три модификации циклонных сепараторов:

• с кожухом без подогревателя и с подогревателем на рабочее давление 6,4;
• 10;
• 16;
• 20 МПа диаметром 80, 100, 150, 200 мм;

• открытого типа без подогревателя и с подогревателем на рабочее давление 1,6;
• 4;
• 6,4;
• 10;
• 16;
• 20 МПа диаметром 80, 100, 150 мм, а также на рабочее давление 16;
• 4;
• 6,4;
• 10 МПа диаметром 200, 250, 300, 350, 400, 450 мм;

• прямоточные на рабочее давление 6,4;
• 10;
• 20;
• 25 МПа диаметром 100, 150, 200 мм.

Трапы (гравитационные сепараторы) эксплуатируют на нефтяных и в отдельных случаях на газовых промыслах. В основном используют трапы вертикального типа. Это вызвано тем, что в сепараторах данного типа разделяют газожидкостную продукцию с малым газовым фактором. При этом жидкость сепарируется от газа.

В трапе, продукцию подвергают двум процессам: отделению нефти от газа и очистке попутного газа от нефтяной пыли. Нефть отделяют от газа путем размельчения ее потока на мелкие струйки или разбрызгиванием нефти. Этот процесс происходит в камере первичной сепарации и зависит от конструкции вводного патрубка. Обычно используют патрубок тангенциального или радиально-щелевого типа. Выделившийся из нефти во вводном патрубке попутный газ сепарируется от капель нефти в гравитационной камере трапа, в которой предусмотрено для лучшей сепарации размещение отбойных щитков и, козырьков. Обычно эффективность сепарации газа в трапах на отбойниках щиткового или козырькового не превышает 70 — 85 %.

Эксплуатируют две модификации трапов: с радиально-щелевым вводом, используемые при наличии в продукции скважин песка пли иных твердых частиц и с тангенциальным вводом.

Рисунок вертикального газового сепаратора с тангенциальным вводом и описание движения нефтегазового потока приведены на рисунке Б 14 (Приложение Б).

Принцип действия вертикальных сепараторов с радиально-щелевым вводом (рисунок Б 15 Приложения Б), тот же, что и сепараторов с тангенциальным вводом. Разница состоит в том, что продукция скважин поступает в этот сепаратор через трубу, вваренную в его корпус радиально. Эта труба в нижней части внутри аппарата имеет продольные щели, через которые нефть стекает вниз. Газ, огибая трубу, поднимается и верхнюю часть сепаратора.

Газ, всходящий из трапов, для лучшей его очистки рекомендуется пропускать через концевые сепарационные установки.

3. Проектно — расчетная часть

1 Общие сведения по проекту

Расположение

Согласно СНиП II-7-81* «Строительство в сейсмических районах», по схеме сейсмического районирования проектируемая площадка УПГ относится к 8-ми бальной зоне.

УПГ расположен в южной части о. Сахалин на побережье Анивского залива на территории месторождения Петропавловское в 8-ми км от пос. Анива. Под обустройство скважин и УПГ осуществляется на землях ГП «Облжилкомхоз».

Планировка территории

Площадку под УПГ планируется расположить с учетом ветров преобладающего направления.

Планировка территории обеспечивает наиболее благоприятные условия для производственного процесса и труда, рациональное и экономичное использование земельных участков.