Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001

6 Газ на факельные устройства 6.1 Расход газа на эксплуатацию факела определяют расчетом или принимают в соответствии с технологическим регламентом. Расход газа на факел Qф, м3, определяют по формуле Qф = Qзат + Qгор, (6.1) где Qзат - объем затворного (продувочного) газа, подаваемого в факельную систему для предотвращения попадания в нее воздуха, м3; Qгор - объем газа, подаваемого на дежурные горелки, м3. 6.1.1 Расход затворного газа за расчетный период Qзат, м3, рассчитывают по формуле Qзат = 3600 · w · F · , (6.2) где w - скорость движения газа, м/с; F - площадь выходного сечения факельного ствола, м2;  - время работы факела, ч. Скорость движения газа по РД 51-120 и ПБ 09-12 зависит от конструкции факела и должна быть:  0,05 м/с - для факелов с лабиринтным уплощением (с газовым затвором); не менее 1,0 м/с - для факелов без лабиринтного уплотнения. 6.1.2 Расход газа на горелки за расчетный период Qгop, м3, определяют по формуле Qгop = V · n1 · , (6.3) где V - расход газа на одну дежурную горелку), м3/ч; n1 - число горелок;  - время работы, ч. Расход газа на одну горелку приводится в техдокументации и зависит от типа горелок. При отсутствии этих данных расход газа на обычную горелку принимают равным 2,2-5 м3/ч. Согласно ПБ 09-12, число горелок определяют по таблице 6.1. Таблица 6.1 - Количество горелок на факелах различного диаметра Диаметр факельного оголовка, мм 10-250 300-550 600-1000 1100-1600 Более 1600 Число горелок, шт 1 и более Не менее 2 Не менее 3 Не менее 4 Не менее 5 Для факелов, разработанных ТатНИИнефтемашем для объектов газовой промышленности, расход газа на факельную установку определяют по таблице 6.2. Таблица 6.2 - Расход газа на факел постоянного горения Диаметр факельной трубы, мм Количество газа, подаваемого в факельную систему, м3/ч Количество горелок, шт затворный газ газ на горелку 200 8 2,2 1 300 15 4,4 2 500 50 4,4 2 800 160 8,8 4 1000 320 8,8 4 1200 500 60 1* 1400 650 60 1* * Кольцевая горелка 7 Уменьшение объема газа за счет извлечения из него целевых и попутных компонентов 7.1 При извлечении тяжелых углеводородов с получением товарного газового конденсата объем обрабатываемого на ГДП газа уменьшается на величину Qк, млн.м3, равную , (7.1) где Gтк - количество получаемого на ГДП товарного конденсата за расчетный период, тыс.т; Мтк - молекулярный вес товарного конденсата, кг/кмоль; 24,04 - объем одного киломоля газа при стандартных условиях, м3/кмоль. Количество товарного конденсата за расчетный период определяется замером его или расчетным путем, используя различные программные комплексы: Комфорт-Модельгаз (Россия), NTSK-1 (Россия), PROVISION (США), HYSIM (Канада) и др. Расчет нормативной величины Qк проводят для проектных или регламентных режимов работы установок получения газового конденсата на основе текущего состава пластового газа при нормативных (паспортных) значениях уноса жидкой фазы из газоразделительных аппаратов. 7.2 При наличии в добываемом газе неуглеводородных компонентов (сероводород, двуокись углерода, меркаптаны и др.) в состав ГДП может входить одна или несколько установок очистки газа от этих примесей, в результате чего объем товарного газа уменьшается на величину объема извлекаемых компонентов. Расход газа, связанный с извлечением примесей (так называемое "оседание") на одной установке очистки Qип, млн.м , рассчитывается по формуле Qип = 0,01 · Q · Cп, (7.2) где Q - объем газа, поступающего на установку очистки за расчетный период, млн.м3; Cп - суммарное содержание извлеченных из газа примесей, % от объема газа, поступающего на очистку. 8 Газ, выделяющийся при промысловой обработке газового конденсата 8.1 При стабилизации получаемого на промысле газового конденсата происходит выделение из него газообразных легких углеводородов, использование которых зависит от схемы и параметров стабилизации. 8.1.1 Утилизацию газов по ГОСТ 51379 и ГОСТ 51380 необходимо осуществлять "при условии достижения экономически оправданной эффективности использования их при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдения требований к охране окружающей среды". Газы стабилизации, образующиеся при стабилизации конденсата в ректификационных колоннах при давлении более 1,0 МПа, подают, как правило, в общий поток высоконапорного газа с помощью компрессоров, эжекторов или в топливную сеть, и поэтому они не включаются в общую величину расхода газа на технологические нужды. 8.1.2 Низконапорный газ дегазации нестабильного конденсата и нефтяной газ относят к расходу газа на собственные технологические нужды. 8.1.3 Количество газа, образующеюся при дегазации (разгазировании) нестабильного конденсата при открытой и полузакрытой системах стабилизации конденсата за расчетный период Qдег, тыс.м3, определяют по РД 51-31323949-05: Qдег = Gк · N, (8.1) где Gк - количество стабильного (или условно стабильного) конденсата, полученного в результате дегазации (разгазирования) нестабильного конденсата в течение расчетного периода, тыс.т; N - газовый фактор, т.е. количество газа дегазации, выделяющегося при получении 1 т стабильного (или условно стабильного) конденсата, м3/т. 8.2 Газовый фактор N определяют на основании термодинамических расчетов или экспериментально [1, 3] в результате разгазирования и анализа пробы сырого (нестабильного) конденсата, отобранного при промысловых параметрах подготовки. 9 Газ выветривания (дегазации) жидкостей 9.1 Природный газ в той или иной степени растворяется в жидкостях, используемых или образующихся в процессах промысловой обработки газа: химические реагенты, применяемые на промысловых установках (метанол, гликоли и др.), конденсационная и пластовая вода. Растворимость газа в жидкости зависит как от cocтaвa газа и жидкости, так и от параметров контакта газа с жидкостью. 9.2 При сбросе пластовой (конденсационной) воды и регенерации жидких химических реагентов (метанол, гликоли и др.) и процессе их выветривания (дегазации) выделяется газ, количество которого за расчетный период Qвж, м3, определяют по формуле Qвж = Vж · r · , (9.1) где Vж - объем жидкости, подвергаемой выветриванию (дегазации), м3/ч; r - растворимость газа в жидкости при условиях дегазации, м3/м3 жидкости;  - продолжительность расчетного периода, ч. Растворимость газа в воде, растворах гликолей-осушителей и в растворах метанола зависит от конкретных условий месторождения и может быть определена с помощью термодинамических расчетов или экспериментально; в отдельных случаях допускают использование эмпирических формул. 9.3 Расход газа при выветривании пластовой и конденсационной воды складывается из газа, выделяющегося из воды в процессе выветривания и сбрасываемого на факел, и газа, растворенного в воде, которую сбрасывают и канализацию. 9.3.1 Расход газа с пластовой водой, сбрасываемой из выветривателя в канализацию Qв, м3, определяют исходя из растворимости газа в пластовой воде при атмосферном давлении. Растворимость газа в пластовой (конденсационной) воде зависит от ее температуры, давления и содержания солей. При отсутствии экспериментальных данных о растворимости газа в воде по конкретному месторождению расход газа определяют исходя из растворимости газа в дистиллированной воде при атмосферном давлении (считая на 100-процентное содержания метана) по [1,7]: Qв = Vв · r1 · 10-кс, (9.2) где Vв - объем пластовой поды, сбрасываемый в канализацию за расчетный период, м3; r1 - растворимость газа в дистиллированной воде, определяемая по таблице 9.1, м3/м3; к - коэффициент Сеченова, учитывающий изменение растворимости газа в присутствии солей (коэффициент высаливания), определяемый по таблице 9.2; с - концентрация солей в пластовой воде, г-экв/л. 9.3.2 Расход газа, выделяющегося из воды в процессе выветривания и направляемого на факел, Qвж, м3, определяют исходя из разности растворимостей газа в воде при давлении перед выветривателем (Ppаfi, MПa) и после него (Р = 0,1 МПа) по формуле , (9.3) где - объем пластовой воды, направляемой на выветривание за расчетный период, м3; r1 - растворимость газа в дистиллированной воде при атмосферном давлении, определяемая по таблице 9.1 [7], м3/м3; r2 - растворимость газа в дистиллированной воде при давлении, соответствующем давлению газа перед выветривателем (Рраб), определяемая по рисунку 9.1 [1] и по таблице 9.3 [1] с соответствующей экстраполяцией или интерполяцией, м3/м3; к - коэффициент Сеченова, определяемый по таблице 9.2 [8]; с - концентрация солей в воде , г-экв/л. Таблица 9.1 - Растворимость газом в дистиллированной воде при нормальном давлении и различных температурах Газ 0 °С 20 °С 40 °С 60 °С Метан 0,05563 0,03476 0,02369 0,01954 Этан 0,09874 0,04724 0,02915 0,02177 Пропан - 0,03940 - - Норм. бутан - 0,03270 - - Двуокись углерода 1,71300 0,87800 0,53000 0,35900 Сероводород 4,67000 2,58200 1,66000 1,19000 Таблица 9.2 - Коэффициенты Сеченова для метана, растворенного в водных растворах хлористого натрия Температура, °С Коэффициент Сеченова 0 0,165 20 0,141 40 0,127 60 0,119 80 0,116 100 0,116 Растворимость, м3/м3 Температура, С 3,5 МПа 14 МПа 7 МПа 17,5 МПа 10,5 МПа Рисунок 9.1 - Зависимость растворимости природного газа в пресной воде от температуры при различных давлениях Таблица 9.3 - Изменение растворимости некоторых углеводородных газов 01 давления при 40 °С Наименование газа 2,5 MПa 5,0 МПа 7,5 МПа 10,0 МПа Метан 0,60 1,10 1,52 1,95 Этан 0,57 0,87 0,97 1,00 9.4 Количество газа, выделяющеюся при регенерации метанола, рассчитывают по формуле (9.1) При этом растворимость газа в метанольном растворе, поступающем на регенерацию, определяют экспериментально Для оценочных расчетов растворимость природного таза в водном растворе метанола можно принимать по [9]: - для бессернисгых газов rм = 2,53,5 м3/м3; - для сероводородсодержащих газов rм = 35 м3/м3. Растворимость нефтяного газа в водном растворе метанола определяют экспериментально или по РД 39-108 по рисункам 9.2 и 9.3. 9.5 В процессе регенерации гликолей осуществляют предварительное разгазирование насыщенного раствора при давлении 0,40,6 МПа. Выделившийся при этом давлении газ, как правило, используют на местные нужды, а оставшийся в растворе - сбрасывают на факел. Потерн газа, сбрасываемого при регенерации, определяют по формуле (9 1), причем величину "r" принимают при давлении 0,40,6 МПа. 9.5.1 Растворимость бессернистого природного газа в растворе ДЭГа rДЭГ, м3/м3, определяют по эмпирической формуле [10]: rДЭГ = Р · А, (9.4) где Р - давление, кгс/см2; А - коэффициент, зависящий от температуры и концентрации ДЭГа, определяют но формуле А = 1,415С·10-3 + 5,78С2·10-6 + 1,436Т·10-3 – 2,969Т·С·10-5 + 3,571Т2·10-6 – 7,048·10-2, (9.5) где С - концентрация ДЭГа, % масс; Т - температура, °С. Кроме того, растворимость бессернистого таза в растворах ДЭГа можно определять по графикам 9.4-9.6, рассчитанным по формуле (9.4) 9.5.2 Растворимость сернистого (типа оренбургского) газа в растворах ДЭГа , м3/м3, определяют по эмпирической формуле [11] , (9.6) где Т - температура дегазации, °С. Растворимость, м3/м3 Давление, МПа 100% 90% 80% 70% 60% 50% Рисунок 9.2 - Зависимость растворимости нефтяного газа в обводненном метаноле от давления и концентрации метанола при температуре 20 °С Растворимость, м3/м3 Давление, МПа 100% 90% 80% 70% 60% Рисунок 9.3 - Зависимость растворимости нефтяного газа в обводненном метаноле от давления и концентрации метанола при температуре 50 °С Растворимость газа, м3/м3 Давление, кгс/см2 100% 95% 85% 80% 75% 70% 100% 95% 85% 80% 75% 70% ________ при температуре 10 °С; _ _ _ _ _ _ при температуре 20 °С. Рисунок 9.4 - Зависимость растворимости газа в растворах ДЭГа от давления при различных концентрациях и температурах 10 °С и 20 °С Растворимость газа, м3/м3 Давление, кгс/см2 100% 95% 85% 80% 75% 70% 100% 95% 85% 80% 75% 70% _________ при температуре 30 °С, _ _ _ _ _ _ _ при температуре 40 °С Рисунок 9.5 - Зависимость растворимости газа в растворах ДЭГа от давления при различных концентрациях и температурах 30 °С и 40 °С Растворимость газа, м3/м3 Давление, кгс/см2 100% 95% 85% 80% 75% 70% 100% 95% 85% 80% 75% 70% _________ при температуре 50 °С, _ _ _ _ _ _ при температуре 60 °С Рисунок 9.6 - Зависимость растворимости газа в растворах ДЭГа от давления при различных концентрациях и температурах 50 °С и 60 °С Значения "а" и "в" определяют по формулам lg a = 0,01338C + 0,50958lgP - 1,1241, (9.7) lg в = 0,0033 Р + 0,00874 С-1,124, (9.8) где С - концентрация ДЭГа, % масс; Р - давление дегазации, кг/см2.

Похожие:

	Методика выполнения измерений расхода мазута с применением специальных... Разработано Открытым акционерным обществом "Предприятие по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и...		Формирование норм расхода топлива специальными автомобилями аэропортов... Учитывая, что действующий нормативной документ [7] не позволяет определять нормы для специальных автомобилей аэропортов, разработка...
	Пункт редуцирования газа Газорегуляторный шкафной пункт предназначен для снижения и автоматического поддержания давления газа «после себя» на заданном значении,...		Сигнализаторы утечки газа серии ge инструкция по эксплуатации Описание Устройства выпускаются для определения СНГ газа, природного газа (метана), пропана, водорода, дыма и др. Сигнализаторы газа предназначены...
	Аббасова Э. М. Собственные нужды тепловых электростанций./Под ред. Голоднова Ю. М Аббасова Э. М. Собственные нужды тепловых электростанций./Под ред. Голоднова Ю. М. – М.: Энергоатомиздат,1991		Руководство пользователя Введение Он применяется для обнаружения утечек горючего газа и обеспечения личной и имущественной безопасности в местах, где возможна утечка...
	1. На какие из перечисленных объектов распространяется действие Правил... Технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование газодобывающих производств		Правила технической эксплуатации автозаправочных станций. Рд 153-39.... Согласно письму Минюста РФ от 16 октября 2001 г. №07/10035-юд настоящий Руководящий документ не нуждается в государственной регистрации...
	Программа семинара Программа семинара: Коммерческий учет природного газа в Уральском регионе. Метрологическое обеспечение организации учета природного...		Методика выполнения измерений количества тепловой энергии и теплоносителя,... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...
	Техническое задание на выполнение комплекса работ по проекту «Реконструкция... Перевод котлоагрегатов ст. №1 – 3 Северодвинской тэц-2 на сжигание природного газа с установкой информационно-регулирующей системы...		Особенности определения стоимости капитального ремонта зданий и сооружений... Щен актуальным вопросам формирования стоимости ремонтно-строительных работ с использование имеющейся сметно-нормативной базы (сборников...
	Постановление от 6 августа 2002 г n 623-пп об утверждении норм и... Об утверждении Норм и правил проектирования планировки и застройки Москвы мгсн 01-99" и постановления Правительства Москвы от 10...		Межгосударственный стандарт гост 611-2013 "Государственная система... Введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 сентября 2013 г. N 1085-ст
	Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при... Минтруда РФ от 5 января 2001 г. N 3 и приказом Минэнерго РФ от 27 декабря 2000 г. N 163		Инструкция по эксплуатации регулятора расхода воздуха ррв1 в системе вентиляции версия 2016 01 Ррв1 это регулятор расхода воздуха, предназначенный для автоматического поддержания скорости расхода воздуха в системе вентиляции,...