Поток - газ - высокое давление
Cтраница 1
Поток газа высокого давления из скважины поступает в змее-виковый теплообменник, расположенный в нижней части низкотемпературного сепаратора 3, где предварительно охлаждается холодной жидкостью, и поступает в отбойник / для отделения сконденсировавшейся воды и жидких углеводородов. Газ из отбойника поступает на дроссель через штуцер 2, расположенный на входе в верхнюю часть сепаратора. При расширении газ охлаждается, и из него выделяются жидкость ( конденсат и вода) и гидраты, которые оседают в нижней части аппарата. Гидраты плавятся за счет теплоты сырьевого газа, проходящего через змеевик, а жидкость отводится в стабилизатор или на ступенчатую сепарацию. [1]
 |
Спиральный теплообмеииый аппарат. [2] |
Трубное пространство занято потоком газа высокого давления, а межтрубное - газом низкого давления, омывающим трубки в поперечном направлении. [3]
 |
Технологическая линия с вводом в поток газа высокого давления ингибитора гидрато. [4] |
На рис. 17 приведена схема технологической линии установки НТО с вводом в поток газа высокого давления метанола. [5]
 |
Схема производства минеральной шерсти из кварцевого. [6] |
Во время продвижения кварца через камеру происходит его плавление и волокнообразование за счет потока газа высокого давления, движущегося с большой скоростью. [7]
Существуют и более эффективные схемы создания сильных ударных волн, в которых роль поршня играет поток газа высокого давления. В ударных трубах с переменным сечением ударные волны дополнительно усиливаются при движении в сужающихся каналах. В некоторых ударных трубах непосредственно за камерой высокого давления устраивается промежуточная камера, где рабочий газ после разрыва диафрагмы создает ударную волну, которая, в свою очередь, после разрыва другой диафрагмы. Наконец, для получения наиболее сильных ударных волн применяют взрывные ударные трубы, где в качестве поршня используются разлетающиеся продукты детонации твердых взрывчатых веществ, кумулятивные струи или движимые ими металлические пластины. [8]
Для работы в установках глубокого холода широко применяются регенераторы и реверсивные теплообменные аппараты. В области критических температур может случиться, что концентрация насыщения в потоке газа высокого давления станет равной или даже больше, чем в потоке газа низкого давления ( фиг. [9]
При необходимости закрытия задвижки / открывают один из кранов А или Б, через которые сбрасывается газ из надмембранной полости. При этом пружина 6 поднимает в верхнее положение шток 7, благодаря чему происходит переключение потока газа высокого давления на сосуд 4, а сосуд 3 сообщается с атмосферой через отверстия б via. Масло при этом поступает в нижнюю полость привода 2, поршень поднимается вверх. [10]
Равенства (31.1) и (31.2) недостаточны для однозначного вычисления коэффициента ожижения г, ибо х является произвольно устанавливаемой величиной. Необходимо рассмотреть тепловой баланс одного какого-либо теплообменника; для простоты рассмотрим первый теплообменник, через который проходит весь поток газа высокого давления. [11]
Для эффективного использования сребренных трубок в теплообменниках с газовыми потоками целесообразно несколько увеличить скорость сжатого газа в трубках, что приводит к интенсификации теплоотдачи внутри трубок. Это сопряжено с некоторым увеличением потери напора в трубках; однако во всех рассмотренных случаях потеря напора не выходит за допустимые пределы и к тому же она не столь существенна для потока газа высокого давления. [12]
Для вывода из системы жидкости, выделившейся в подъемных трубах, шлейфе и теплообменнике, предусматривается в каждой технологической линии установка двух каплеотделителей: одного - перед поступлением газа в первую ступень газового теплообменника и другого - между I и II ступенями газового теплообменника. Такой предварительный вывод жидкости в каплеотделители и з системы значительно сокращает расход ингибитора гидрато-образования. В газовом теплообменнике первой ступени газ высокого давления охлаждается отсепарированным газом до температуры, на 2 - 3 выше температуры гидратообразования. Для предотвращения образования гидратов перед газовым теплообменником II ступени в поток газа высокого давления ( сырого) вводится диэтиленгликоль. Последний поступает в газовый поток высокого давления с помощью индивидуального плунжерного насоса с регулируемой подачей. Отсепарированный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, направляется в межтрубное пространство газового теплообменника для охлаждения встречного потока газа высокого давления перед дросселирующим штуцером через газораспределительное устройство. Далее газ через узел выходной арматуры групповой установки направляется в сборный промысловый коллектор и далее в магистральный газопровод. [13]
Применять в качестве ингибитора метанол очень невыгодно: использованный метанол безвозвратно теряется вследствие того, что регенерация его из водного раствора в промысловых условиях практически не осуществима. Для снижения эксплуатационных затрат в связи с большим расходом метанола, а также опасностью работы с ним и большими затратами на удаление вод, насыщенных метанолом, приходится бурить специальные скважины для закачки в них воды с метанолом. Для более глубокой осушки газа и интенсивного извлечения конденсата из охлажденного при дросселировании газа, целесообразно применять в качестве ингибитора гидрато-образования диэтиленгликоль. Использованный диэтиленгликоль, находящийся в водном растворе, может быть неоднократно восстановлен на несложных установках для повторного применения. Установки НТС с применением ДЭГ наиболее совершенны, в них возможно поддерживать всегда низкую температуру сепарации и осуществлять глубокую осушку газа. На этих установках система ввода ДЭГ в поток газа высокого давления, сбор его, разделение и восстановление до необходимой кондиции являются составной частью технологического процесса НТС. Для этой цели дополнительно предусматривается сооружение узла отделения от конденсата насыщенного раствора ДЭГ и установка для его регенерации. [14]
Газы газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты С8 - С5, которые должны быть отделены потому, что при повышении давления в магистральном газопроводе они выпадают в виде конденсата и могут привести к уменьшению эффективного диаметра трубопровода. Тяжелые углеводороды и влага выделяются сепарацией. В сепараторах поддерживается температура в верхней части - 5 0 С, в нижней части 25 - 30 С. Это обеспечивает разложение гидратов в нижней части и увеличение количества выделяющихся тяжелых углеводородов и влаги в верхней части. Схема современной установки НТС показана на рис. 6.3. Газ в теплообменниках ТО-1 и ТО-2 охлаждается обратными потоками. В сепараторах С-1 и С-2 выделяется тяжелый конденсат, а в сепараторе С-3 - легкий. Затем гликоле-вым насосом НГ впрыскивается этиленгликоль в газ. Этиленгли-коль регенерируется ( восстанавливается) в колонне РГ. Тепло конденсата передается потоку газа высокого давления в теплообменнике ТО-3. Стабилизированный конденсат собирается в резервуарах, а газ высокого давления подается в магистральный газопровод. [15]
Страницы: 1 2