Из расчётов видно, что абсорбер ГП-778 Следовательно, при переводе аппарата на работу с ТЭГ, не требуется его конструктивных доработок, а это существенно облегчает процесс перевода.

Заключение

В дипломном проекте произведен анализ эффективности работы абсорционной установки осушки газа на УКПГ-7 ЯГКМ.
Для сбора газа применяется коллекторно-кустовая схема. Расчет газопромысловых шлейфов показал, что в зимний период эксплуатации в шлейф необходимо подавать ингибитор гидратообразования, т.к. температура газа по длине шлейфа в зимний период эксплуатации опускается ниже температуры гидратообразовения. Произведенные расчеты показали, что, на данный момент времени, для предупреждения образования гидратов количество ингибитора необходимо повысить.
В проекте произведены технологические расчёты МФА по трём стадиям разработки: при ранней стадии разработки - Р=8 МПа, t=20 °С, при средней стадии разработки - Р=6 МПа, t=20 °С, при поздней стадии разработки с использованием ДКС - Р=7,5 МПа, t=40 oС. В расчёте также учитывался летний и зимний периоды эксплуатации месторождения. Из расчётов видно, что абсорбер ГП-778 удовлетворяет требованию осушки газа при температуре контакта от 200С до 400С и при различных давлениях, по пропускной способности все три секции МФА обеспечивают подготовку газа по максимальной производительности. Так же необходимо отметить, что на последней стадии разработки с применением ДКС количество подаваемого регенерированного ДЭГа максимально и составляет 15,54 м3/ч. Это объясняется тем, что: во-первых увеличивается влагосодержание газа характеризующееся увеличением обводнённости залежи, во-вторых с вводом ДКС увеличивается температура контакта t=40 oС, что и приводит к резкому увеличению расхода РДЭГ. Соответственно увеличиваются потери ДЭГ.
По результатам расчета процесса осушки природного газа с использованием ТЭГ можно заключить следующее:
1) для достижения требуемой температуры точки росы необходимо три рабочих тарелки в массообменной секции МФА ГП 778 как при работе с ДЭГ так и с ТЭГ. Следовательно, при переводе аппарата на работу с ТЭГ, не требуется его конструктивных доработок, а это существенно облегчает процесс перевода.
2) в зимний период из газа извлекается 11,53 кг/ч влаги больше чем в летний период.
3) достижения требуемой точки росы ТЭГ требуется на 28 % меньше, чем ДЭГ, как в летний, так и в зимний период работы МФА. Больший расход ДЭГ предполагает большую величину уноса гликоля из аппарата в капельном виде.
Необходимо отметить, что в нашем расчете концентрация регенерированного ТЭГ (98,87 %) на 0,43 % меньше концентрации регенерированного ДЭГа (99,3 %), тем не менее расход ДЭГ выше чем расход ТЭГ, это подчеркивает преимущество ТЭГ как абсорбента осушки природного газа.
Проанализировов прогнозные расчеты потерь гликолей можно сделать следущие вывод, что к концу 12 месяца работы МФА общие потери ТЭГ на 48 % меньше потерей ДЭГ и перевод работы УКПГ-7 с ДЭГа на ТЭГ позволит значительно сократить потери абсорбента.
Так же, при переводе УКПГ на работу с ТЭГ произойдет снижение материальных затрат по статье “Вспомогательные материалы” на 21,4 %, снижение материальных затрат на 3,2 % и снижение общих затрат на 0,43 %. Годовая экономия денежных средств составит 2689,09 тыс. руб. Себестоимость 1000 мі газа будет снижена на 14 коп, а значит использование в качестве абсорбента ТЭГ будет экономически целесообразнее.
В разделе безопасности и экологичности проекта были рассмотрены правила техники безопасности на технологических установках и обеспечение безопасности при проведении различных работ, правила соблюдения электро- пожаробезопасности, предупреждения чрезвычайных ситуаций на Ямбургском газоконденсатном месторождении. Также была представлена информация о мероприятиях по защите окружающей среды. Все предложенные мероприятия позволят обеспечить безопасную работу газового промысла, а также высокий уровень охраны окружающей среды

Заголовок 115

Приложенные файлы

  • doc 34761662
    Размер файла: 27 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий