Нефтегазовая промышленность является базовой отраслью Российской Федерации, надежное и эффективное функционирование которой не только является основой поступательного развития экономики страны, но прямо и непосредственно влияет на жизнеобеспечение населения и множества важнейших государственных институтов.
Целью данной курсовой работы является описание технологического процесса сбора и подготовки газа, изучение проблем, возникающих при эксплуатации установок на примере Мессояхского газагидратного месторождения.
Для обеспечения бесперебойной работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с отложением гидратов используется раствор метанола, подаваемый на устье скважин. В данной курсовой работе продемонстрировано использование комплексного оборудования для предотвращения негативного влияния паров воды в газе.
Список сокращений и условных обозначений
БПТГ — блок подготовки топливного газа;
- ПНГ — попутный нефтяной газ;
- УКПГ — установка комплексной подготовки газа;
- ДНС — дожимная насосная станция;
- ГЗУ — групповые замерные установки;
- ЦПС — центральный пункт сбора;
- УПВС — установка предварительного сброса воды;
- ГПЗ — газоперерабатывающий завод;
- АВО — аппарат воздушного охлаждения;
- ЭКМ — электроконтактный манометр;
- УВК — углеводородный конденсат;
ДЭГ (НДЭГ) — деэтиленгликоль (нижний деэтиленгликоль)
ГПР — гидропневморессора;
- МФА — многофункциональный аппарат;
- ТСМ — топливо-содержащие материалы;
- ГСМ — горюче-смазочные материалы;
- ДКС — двумерный конденсированный слой;
- ПАВ — поверхностно-активные вещества.
1. Общие сведения о месторождении
Первым месторождением в России, на котором, по мнению большинства исследователей, присутствуют скопления газовых гидратов, стало Мессояхское месторождение.
Мессояхская группа, принадлежащая ОАО «Норильскгазпром», находится на Гыданском полуострове в Тазовском районе Ямало- Ненецкого автономного округа, на 340 км севернее Нового Уренгоя.
Сбор и подготовка скважиной продукции
... подготовки нефти. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15 – 20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин ... УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа. 2. ... в образовавшейся газовой фазе, находящейся ... работы: 3 декабря 2012 г. Тема курсовой работы: ...
Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Средняя зимняя температура составляет минус 17 °С. Самые холодные месяцы года — декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают (от минус 50 до минус 55)°С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период — с середины июня до середины сентября. Самый теплый месяц — июль. Его средняя температура колеблется от 6 до 15°С, а максимальная может достигать 40°С.
Месторождение открыто в 1967 г., расположено на северо-востоке Западной Сибири — см. рис. 1.
Залежи природного газа, а возможно и газогидратов, установлены в сводовой ловушке сеноманской терригенной продуктивной толщи (долганская свита) на глубине 800-900 м.
В истории месторождения выделяется 2 периода консервации: 1978 — 1981, 1987- 1995 гг., а также периоды сезонной эксплуатации.
С начала эксплуатации месторождения прослеживается падение пластового давления. В периоды консервации месторождения происходило восстановление пластового давления до уровня 6 МПа. Текущее пластовое давление составляет 5.2 МПа, что меньше начального пластового давления (7.4 МПа) на 2.2 МПа (30%).
Рисунок 1 — Обзорная карта района работ
В настоящее время Мессояхское месторождение находится на стадии падающей добычи. С начала разработки на месторождении добыто 12196 млн.м3, что составляет 62% начальных запасов газа. Дебиты неустойчивы и составляют 20-90 тыс. м3/сут.
Добыча ведется 5 скважинами, из 61 скважины, пробуренных на месторождении.
Основная причина выбытия скважин — обводнение и снижение забойного давления, что приводило к самозадавливанию скважин. Часть фонда была ликвидирована на начальном этапе разработки из-за отсутствия промышленного притока газа в процессе испытания. Скважины оказались пробуренными в зоне замещения коллекторов, часть скважин ликвидирована как малопродуктивные.
2 Характеристика сырья и получаемых продуктов
Пластовый газ Мессояхского месторождения по углеводородному составу относится к сухим газам (в таблице 2.1 приведен состав пластового газа).
За период разработки месторождения состав газа практически не изменился.
Газ Мессояхских залежей имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%).
Максимальное содержание углеводородов С2+высшие не превышает 1%. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577 — 0,557, среднее — 0,563. Критические параметры: критическое давление — 4,73 МПа, среднекритическая температура — 190,5 К.
Низшая теплотворная способность 32121 — 33472 кДж/м3. Средняя 32900 кДж/м3. Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа:
- СН4 — 98,28%;
- С2Н6 — 0,15%;
- С3Н8 — 0,002%;
- С4Н10 — 0,0014%;
- С5 + высшие — 0,0006%;
- СО2 — 0,35%;
- Н2 — 0,02%;
- О2 — 1,16%;
- N2 — отсутс.;
- Не — 0,013%;
- Н2S — следы.
Содержание углеводородного конденсата — от 0,03 до 0,05 см3/м3.
Химические свойства и состав пластового газа представлены в таблице 1.
Таблица 1 — Состав пластового газа
|
Химический состав и другие свойства пластового газа |
|||||||||
|
С1, % мас. |
С2, % мас. |
С3, % мас. |
iC4, % мас. |
NС4, % масс. |
С5+, % масс. |
абсол. плотность, кг/м3 |
Абсол влаж. г/м3 |
молекул. масса С5+, г/моль |
|
|
90,30 |
4,87 |
2,20 |
0,50 |
0,58 |
1,55 |
0,792 |
2,62 |
98,0 |
|
Продуктами, получаемыми на установке, являются: осушенный газ, соответствующий ОСТ 51.40 — 93 и нестабильный конденсат по ТУ 05751745 — 02 — 88. Их компонентный состав приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав нестабильного конденсата
|
Компонентный состав |
Масса % |
|
|
С1 |
6,93 |
|
|
С2 |
7,01 |
|
|
С3 |
11,62 |
|
|
iС4 |
5,24 |
|
|
nС4 |
7,29 |
|
|
iС5 |
4,80 |
|
|
nС5 |
4,59 |
|
|
С6 |
52,53 |
|
|
С5+ |
61,92 |
|
|
Плотность, г/см3 |
0,5690 |
|
Значение плотностей зависит от условий отбора, температуры и давления НТС и может меняться в пределах ±4%.
Абсолютное содержание индивидуальных углеводородов может меняться в пределах ±10%.
3. Технология сбора и подготовки газа на Мессояхском газогидратном месторождении
Система обустройства предусматривает герметизированную напорную трубопроводную сеть совместного сбора и транспорта продукции скважин до дожимной насосной станции (ДНС).
Эта система обеспечивает подготовку, транспорта газа и пластовой воды на всем протяжении движения от скважины до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс, включающий в себя объекты:
- замера продукции скважин;
- сбора и транспорта газа и попутной воды до технологической площадки ДНС;
- предварительного разделения продукции скважин на воду и газ;
- подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;
- подготовки и сдачи газа обработке;
- комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.
Газ под устьевым давлением поступает на групповые замерные установки (ГЗУ), размещенные на каждой кустовой площадке. Из ГЗУ продукция поступает по трубопроводам под устьевым давлением на ДНС, проходит первоначальную сепарацию и далее направляется на центральный пункт сбора (ЦПС).
На ЦПС в сепараторах осуществляется процесс разделения продукции скважин на фазы и подготовка ее к сдаче. Замер объема каждой фазы осуществляется раздельно.
Газ первой ступени сепарации под давлением не ниже 1,0 МПа, освобожденный от капельной жидкости и конденсата, может подаваться в качестве топлива на блочные газотурбинные электростанции. Газ II и III ступеней после компремирования винтовыми компрессорами сбрасывается на I ступень.
Пластовая вода, отделяемая в отстойнике-нагревателе, подается на очистные сооружения, представляющие собой отстойник, оборудованный мультициклонной головкой и флотационной камерой. Флотация осуществляется попутным газом II ступени сепарации.
После очистки пластовая вода поступает на прием кустовой насосной станции для закачки в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления. Уловленная нефтяная эмульсия возвращается в начало процесса.
Механическая примесь и шлаки, отделенные от жидкости, вывозятся на полигон по переработке и используются (после обжига) в качестве строительного материала.
На установку очистки воды подаются и нефтесодержащие промысловые стоки.
Головным сооружением по концентрации и замеру продукции скважин на кустовой площадке является ГЗУ.
Основные технические данные ГЗУ:
- диапазон измерения количества жидкости от 1 до 2000 м3/сут;
- рабочее давление до 4 МПа;
- предел допустимого значения, относительной погрешности измерения количества жидкости составляет не более 2,5 %;
- количество подключаемых скважин — до 14-ти;
- исполнение приборов и технологическое помещение взрывозащищенные;
- категория взрывоопасной среды в техническом блоке — II А;
- группа взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78, Т3;
- класс помещения замерно-переключающей установки — В-1А;
- исполнение отдельно стоящего щитового помещения — обыкновенное.
ГЗУ состоит из двух самостоятельных блоков — технологического и щитового, которые работоспособны в диапазоне температур окружающей среды от +500С до -500С.
Блоки оборудованы системами электрического освещения, обогрева, принудительной и естественной вентиляции.
На кустовой площадке скважин устанавливается также электрический распределительный щит и вспомогательные трансформаторы.
После ГЗУ продукция скважин под устьевым давлением транспортируется на дожимную насосную станцию, а затем на установку предварительного сброса воды (УПСВ), которая технологически с ней совмещена, и далее на центральный пункт сбора продукции скважин (ЦПС).
Технологический комплекс сооружений ЦПС будет обеспечивать:
1) разделение продукции скважин на фазы — газ и воду;
2) подготовку газа для внешнего транспорта или подачи его на газотурбинные электростанции;
3) подготовку хозяйственно-питьевой воды;
4) закачку химреагентов (ингибиторов деэмульсаторов);
5) подачу воды в систему поддержания пластового давления.
Мощность системы сбора, подготовки и транспорта продукции скважин должна быть рассчитана по году максимальной добычи. Предусмотренные на ЦПС аварийные горизонтальные емкости должны быть рассчитаны на рабочее давление сепарации.
Сброс газа при ремонтных, профилактических работах и аварийных ситуациях, а также не используемого для получения энергии и хозяйственно-бытовых нужд будет осуществляться на факел для сжигания.
3.1 Характеристика и принцип работы оборудования по осушке газа
Присутствие паров воды в газе негативно сказывается на аппаратах и коммуникациях установок переработки и транспорта газа вследствие образования в них гидратов. Во избежание этого явления, обязательным условием подготовки газа к транспортировке по магистральным газопроводам или переработке на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) служит процесс осушки газа.
После очистки газ дожимается на компрессорах типа ГПА-Ц-16 и через агрегат воздушного охлаждения (АВО) газа по трубопроводу Ду=1000 поступает на УКПГ. Из общего коллектора газ по трубопроводам Ду=300 подается в здание технологического корпуса с 6-ю технологическими нитками на установку осушки газа в два цеха по три нитки в каждой. Все 6 технологических линий работают идентично, поэтому ниже приводится описание работы одной технологической линии.
Газ с температурой T=820°С и давлением Р=4,44,6 МПа поступает через входной арматурный узел в сепаратор С-201, рисунок 4.3, из сепаратора, пройдя теплообменник Т-202, газ нагревается до температуры 17°С и поступает в нижнюю часть абсорбера. При повышении или понижении давления газа на входе в технологическую линию сигнал через электроконтактный манометр (ЭКМ) и управляющий комплекс УВК поступает на закрытие пневмокранов на входе газа в сепаратор и выходе газа из абсорбера и открытие крана Ду=150 на факел. На рисунке 2 изображена принципиальная схема осушки газа.
На УКПГ-13 эксплуатируются многофункциональные аппараты типа ГП 502 — 00.000 проектной производительностью Qг=10 млн. м/сут. Аппарат представляет собой колонну высотой Н= 16600 мм и диаметром с=1800 мм, функционально разделенную на три секции: сепарации, абсорбции и секции улавливания гликоля. В нижней секции расположена сепарационная зона. Нижняя и средняя секции абсорбера разделены полуглухой тарелкой, служащей для накопления, контроля и сбора НДЭГ и одновременно для прохода сырого газа в секцию осушки.
Рисунок 2 — Схема осушки газа
Секция осушки выполнена из контактных ступеней на основе ситчатых тарелок. Над каждой из тарелок смонтирована сепарационная тарелка из центробежных элементов диаметром 60 мм. Верхняя сепарационная секция включает в себя фильтр-коагулирующие патроны и тарелку с центробежными элементами диаметром 60 мм.
Массообменная секция МФА включает 4 контактных ступени, каждая из которых состоит из сетчатой тарелки с отверстиями диаметром 6 мм и сепарационной тарелки, оснащенной центробежными элементами диаметром 60 мм. Сущность модернизации МФА заключается в следующем: — верхняя сепарационная и сетчатая тарелки (5-я пара) были демонтированы. Вместо них были установлены 2 полотна тарелки для монтажа 12-ти сетчатых фильтр — барабанов (перед фильтр — патронами) диаметром 300 мм, Н=1000 мм. На барабане намотана рукавная сетка из нержавеющей стали по ТУ 26-02-354-85 толщиной 50 мм (на один фильтр-барабан необходимо 2 рулона сетки шириной 90 мм).
Все 12 барабанов установлены на полотно тарелки в порядке очередности для облегчения монтажа и закреплены. Ввод гликоля с полотна 5-й тарелки был опущен в сливной карман.
Такое конструктивное решение с применением сетчатых барабанов позволило снизить жидкостную нагрузку на коагулирующую секцию МФА, при этом поверхность фильтрации в 5 раз превысила свободное сечение аппарата и в 10 раз уменьшилась интенсивность забивания фильтрующего материала механическими примесями, что позволило продлить межремонтный пробег аппарата и в конечном итоге снизить потери гликоля с осушенным газом.
С целью повышения пропускной способности и тем самым обеспечения нормальной работы в условиях падающего рабочего давления явилась модернизация, за основу которой был принят принцип продольного секционирования с разделением потока обрабатываемого газа на две примерно равные части, что достигается применением системы переточных труб и разделяющих перегородок. При разделении потока осушенного газа на две части соответственно сокращаются линейные скорости на контактных тарелках, а, следовательно, появляется возможность увеличить пропускную способность аппарата без существенного уноса гликоля в верхнюю фильтрующую секцию. Так как число контактных ступеней сократилось до двух, то возникла необходимость в интенсификации процесса осушки газа в массообменной части. С этой целью на каждую из четырех сетчатых тарелок был дополнительно загружен слой насадки из керамических седел типа «Инталокс» высотой 400 мм. Насадка была помещена на подложку из трех слоев сетки «Рабица» размером ячеек 2525 мм. Причем направление навивки сетки в среднем слое было изменено, что обеспечило большую толщину подложки и меньшее перекрытие отверстий сетчатой тарелки. Чтобы обеспечить более равномерное распределение газа, переточные трубы по сечению аппарата смещены относительно друг друга.
Последняя по ходу газа, секция улавливания ДЭГа (коагулирующая) состоит из перегородки, с размещенными на ней 124-мя фильтр — патронами длиной l = 1200 мм и диаметром d = 100 мм и сепарационной тарелки, аналогичной примененной в нижней сепарационной секции МФА.
Все 6 технологических линий работают идентично, поэтому ниже приводится описание работы одной технологической линии.
В сепарационной части абсорбера А-201, сырой газ за счет резкого снижения скорости и направления потока освобождается от механических примесей, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и конденсата. Жидкость и механические примеси скапливаются в нижней части аппарата, защищенной от возмущения потоком газа перегородкой из просечного листа. Уровень жидкости в сепарационной части абсорбера регулируется 2-х позиционным клапаном-регулятором с сигнализацией максимального и минимального уровня на пульте УВК. При крайне низком уровне жидкости в сепарационной части происходит закрытие отсечного клапана. Давление контролируется техническим манометром по месту, температура газа замеряется термометром сопротивления ТСМ с показаниями на УВК.
Отсепарированная жидкость из абсорбера отводится через клапан-регулятор уровня через дроссельную шайбу в разделитель Е-310. В разделителе Е-310 поддерживается постоянное давление клапаном-регулятором, установленном на линии сброса газа на факел. Уровень воды измеряется УБП и через клапан-регулятор конденсат направляется на склад ГСМ в емкость Е-612.
Очищенный от капельной жидкости газ, направляется через конусообразный патрубок полуглухой тарелки в массообменную секцию, где, многократно контактируя с раствором ДЭГа, осушается. Механизм осушки газа представляет собой процесс абсорбции влаги, находящейся в парообразном состоянии, концентрированным раствором диэтиленгликоля. Интенсивность контактирования достигается путем барботажа газа через слой ДЭГа на сетчатых тарелках, работающих в режиме уноса. Таким образом, осуществляется циркуляция ДЭГа внутри ступени контакта. Концентрированный ДЭГ, сливаясь вниз по тарелкам, поглощает влагу из газа, при этом сам насыщается влагой и концентрация его снижается с 99,3%. до 95,3%.
Осушенный от влаги газ из массообменной секции направляется через 6 сетчатых фильтр-барабанов (описаны выше) в секцию улавливания (коагуляции), где от него отделяется унесенный капельный ДЭГ с помощью фильтр-патронов. Верхняя фильтрующая секция состоит из 124 фильтр-патронов. Патроны выполняются из перфорированной трубы, обернутой в 3 слоя металлической сеткой, затем обмотаны в 2 слоя иглопробивным нетканым полотном «Дарнит» и снова металлической сеткой. Для фиксирования патрона на тарелке по центру проходит стяжной металлический стержень, закрепляющий патрон на тарелке. Для герметичности соединения между патроном и тарелкой устанавливается резиновая прокладка. Аэрозоль и капли ДЭГа, уносимые газом, коагулируют на стеклоткани и стекают по наружной поверхности патрона на тарелку, с которой по выносному трубопроводу, врезанному в линию вывода НДЭГа, выводятся с полуглухой тарелки абсорбера. Уровень ДЭГа на полуглухой тарелке является гидрозатвором, препятствующим проходу газа по этому трубопроводу. Предусмотрен контроль перепада давления манометром в коагуляционной секции МФА с сигнализацией перепада, равного ДР = 0,04 МПа на дисплее и блокировкой на остановку насоса Н-310. Насосами Н-310 регенерированный ДЭГ подается в МФА. Регулирование производительности насосов производится посредством преобразователя ЭКТ-160. Количество регенерированного ДЭГа, подаваемого в МФА, контролируется диафрагмой с сигнализацией минимального расхода, установленной на линии подачи ДЭГа в абсорбер. Сравнение сигналов с дифманометров происходит в регуляторе, установленном в операторной.
Насыщенный ДЭГ с концентрацией 95,3% весовых собирается на полуглухой тарелке абсорбера и автоматически через клапан-регулятор уровня ПОУ-8 и отсечной клапан К-203 поступает в выветриватель В-301 на установку регенерации ДЭГа. Предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровня на полуглухой тарелке МФА. При снижении уровня ниже допустимого срабатывает блокировка на закрытие отсечного клапана.
Осушенный газ после МФА последовательно проходит замерную диафрагму, клапан регулятор расхода газа, выходной запорный кран Ду = 300 и с давлением Р=4,34,4 МПа и температурой T=940°С поступает на ДКС-1 очереди по двум коллекторам Ду=1000, где дожимается до давления Р=5,66,0 МПа и с температурой T=2122°С после СОГа, направляется в магистральный трубопровод.
Регулирование расхода газа по технологической линии осуществляется с помощью регулирующего штуцера «Клаус» Ду=300. Давление газа после штуцера контролируется техническим манометром. Температура контролируется ртутным термометром по месту. Измерение «точки росы» по влаге производится влагомерами «Харьков-1М» типа ТТР-8.
Необходимый объём подачи регенерированного гликоля в абсорбер зависит от целого ряда факторов: расхода газа, давления и температуры контакта, концентрации регенерированного гликоля, эффективности работы самого аппарата и, в конечном счете, должен определяться достижением требуемой глубины осушки газа (согласно действующего ОСТ 51-40-93).
Промысловыми исследованиями установлено, что подача диэтиленгликоля в количестве 5ч7,5 кг/1000 м3 обрабатываемого газа обычно достаточна для получения требуемой ОСТом кондиции газа.
газ месторождение осушка вода
4. Технологический регламент
Основным технологическим документом, определяющий режим и порядок ведения технологического процесса на всех участках системы сбора и подготовки продукции скважин является технологический регламент. Соблюдение всех требований технологического регламента является обязательным.
Технологический регламент определяет технологию, правила и порядок ведения процесса подготовки продукции, осуществления предварительного сброса воды или отдельных его операций, режимные параметры, показатели качества продукции, безопасные условия работы.
Ответственность за соблюдением требований технологического регламента возлагается на руководство каждого объекта (установки, станции ЦПС и т.д.) и его обслуживающий персонал.
Эксплуатация установок запрещается без наличия утвержденного технологического регламента или по технологическому регламенту, срок действия которого истек. Срок действия технологического регламента 5 лет. Не менее, чем за три месяца до окончания срока действия регламент подлежит пересмотру.
Основные требования по осушке газа:
1. Способ осушки газа следует выбирать в зависимости от температурного уровня принятого технологического процесса, а также требований, предъявляемых к газу (по точке росы по влаге) при его транспортировке.
Кроме того, при выборе способа осушки газа необходимо учитывать возможные примеси в газе: хлор-ионы, ПАВ, механические примеси, сернистые и азотистые соединения и др.
2. Расчетную точку росы газа по влаге следует принимать на 5 °С ниже требуемой по условиям процесса.
3. В зависимости от требуемой глубины осушки, как правило, принимается:
- адсорбционная осушка газа с доизвлечением влаги испаренным метанолом для глубокой осушки газа до точки росы ниже минус 70 °С;
- адсорбционная осушка на синтетических молекулярных ситах до осушки до точки росы ниже минус 50 °С;
- адсорбционная осушка на природных цеолитах (клиноптилолите) для осушки газа до точки росы до минус 30 °С;
- комбинированная осушка и очистка (на гликоль-аминовых растворах);
- абсорбционная осушка газа гликолями при температуре контакта (абсорбции) 15 — 30 °С для обеспечения точки росы не ниже минус 20 °С.
Для обеспечения более низкой точки росы газа по влаге при температуре в процессе охлаждения газа не ниже минус 23 °С рекомендуется применять осушку методом впрыска этиленгликоля с последующей его регенерацией.
4. При осушке газа адсорбционным способом тип адсорбента и режим работы оборудования (циклы переключения адсорберов) следует принимать в соответствии с технологическим регламентом на проектирование. Технологический регламент на проектирование разрабатывается научно-исследовательской организацией.
В случае отсутствия технологического регламента на проектирование допускается использовать рекомендации, изложенные в технической литературе и данных нормах.
5. Направление потоков в адсорберах, как правило, принимается:
- для осушаемого газа — сверху вниз;
- для газа регенерации и охлаждающего газа — снизу вверх.
6. Перепад давления на адсорберах (гидравлическое сопротивление слоя) следует принимать с коэффициентом не ниже 1,6 к расчетному значению.
7. В адсорберах следует предусматривать защитный слой для адсорбента, предотвращающий разрушающее действие капельной влаги и других загрязнителей.
8. На выходящих из адсорберов потоках осушенного газа, газа охлаждения и регенерации следует устанавливать фильтры (рабочий и резервный) для очистки газа от механических примесей.
Степень очистки газа следует принимать в зависимости от требований для последующих процессов и оборудования.
9. В системе охлаждения газа регенерации холодильник газа регенерации следует предусматривать из нержавеющей стали.
10. Количество загружаемого адсорбента в систему должно обеспечивать осушку газа до требуемой точки росы с учетом возможных колебаний по производительности, по влагосодержанию осушаемого газа, а также с учетом механического уноса влаги газом из сепаратора.
11. Количество адсорберов, цикличность их работы следует принимать по расчету с учетом конструктивных особенностей применяемой печи для нагрева газа регенерации.
12. При осушке газа адсорбционным способом с доизвлечением влаги испаренным метанолом, как правило, предусматривать: осушку газа на твердых поглотителях до точки росы минус 30 °С, доосушку газа испаренным метанолом до точки росы на 5 °С ниже требуемой в технологическом процессе.
13. В проекте установок осушки газа должны быть решены вопросы утилизации газа регенерации, а также обработки отработанных адсорбентов до кондиций, безопасных для окружающей среды.
14. Узел получения (испарения) и подачи в поток газа испаренного метанола следует проектировать по данным технологического регламента на проектирование.
15. При абсорбционной осушке газа гликолями степень насыщения гликоля водой принимать при контактном способе осушки в абсорберах 1,5 — 2,5%, при осушке — впрыском в охлаждаемый поток газа — 5 — 10%.
16. Температуру гликоля на входе в контактор следует принимать на 5 — 8 °С выше температуры выходящего с осушки газа с целью исключения конденсации углеводородов, и, как следствие, вспенивания раствора.
17. При осушке газа впрыском этиленгликоля следует использовать водные растворы с концентрацией в пределах 85 — 90%.
18. Рассчитанное количество (теоретически) регенерированного раствора этиленгликоля, подаваемого на впрыск в систему осушки, необходимо увеличивать не менее чем на 30%.
В случае если газ охлаждается, проходя последовательно ряд теплообменников, раствор этиленгликоля необходимо впрыскивать на вход в каждый теплообменник пропорционально количеству конденсирующейся в нем влаги.
19. Форсунки для впрыска гликоля следует монтировать в камерах теплообменников на входе газа таким образом, чтобы факел распыла мелкораспыленного этиленгликоля охватывал всю трубную решетку и распределялся равномерно во все трубки теплообменника.
20. На линии подачи этиленгликоля перед форсунками необходимо устанавливать фильтры (рабочий + резервный).
21. Разделение газа, углеводородного конденсата и насыщенного раствора этиленгликоля после охлаждения в теплообменниках при осушке впрыском, как правило, должно производиться в фазном разделителе.
Диаметр разделителя следует принимать таким, чтобы при нормальном уровне жидкости в разделителе скорость газа над всей поверхностью не вызывала механического уноса жидкости, а время отстоя превышало не менее чем на 5% время разрушения эмульсий «гликоль в углеводородном конденсате», «углеводородный конденсат в гликоле».
22. В случае разделения смеси «газ — углеводородный конденсат» при низких температурах, необходимо в схеме предусматривать сепаратор для разделения жидкой фазы на гликоль и углеводородный конденсат.
23. Разделение смеси раствора этиленгликоля и жидких углеводородов следует производить в сепараторе-отстойнике. Время разделения следует принимать не менее 1 часа.
С целью интенсификации процесса разделения раствора этиленгликоля от углеводородов необходимо предусматривать подогрев смеси до температуры 15 — 20 °С в сепараторе-отстойнике в зависимости от типа гликоля и его концентрации.
Допускается совмещение фазного разделителя и сепаратора в одном аппарате.
24. На линии выхода насыщенного раствора гликоля из абсорберов или фазных сепараторов-разделителей необходимо предусматривать дополнительный нагрев раствора гликоля до температуры 60 — 70 °С и выветриватель, где происходит отделение из раствора насыщенного гликоля растворенных в нем углеводородов.
5. Характеристика изготовляемой продукции
Изготовляемая продукция — газ осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливается к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».
Технические требования для природного газа приведены в таблице 3.
Таблица 3 — Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны
|
Наименование показателя |
Значение |
Метод испытания |
|
|
1 Объемная теплота сгорания низшая, кДж/м3, не менее |
31800 |
По ГОСТ 22667 |
|
|
2 Относительная плотность к воздуху |
0,55-0,70 |
По ГОСТ 22667 |
|
|
3 Расчетное октановое число газа (по моторному методу), не менее |
105 |
По п. 6.4 |
|
|
4 Концентрация сероводорода, г/м3, не более |
0,02 |
По ГОСТ 22387.2 |
|
|
5 Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более |
0,036 |
По ГОСТ 22387.2 |
|
|
6 Масса механических примесей в 1 м3, мг, не более |
1,0 |
По ГОСТ 22387.4 |
|
|
7 Суммарная объемная доля негорючих компонентов, %, не более |
7,0 |
По ГОСТ 23781 |
|
|
8 Объемная доля кислорода, %, не более |
1,0 |
По ГОСТ 23781 |
|
|
9 Концентрация паров воды, мг/м3, не более |
9,0 |
По ГОСТ 20060, раздел 2 |
|
|
Примечание — Значения показателей установлены при температуре 293 К (20 °С) и давлении 0,1013 МПа. |
|||
5.1 Реагенты, используемые в производстве
В качестве реагентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль.
Внешний вид — бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.
В нижеследующей таблице кратко представлены технические требования к метанолу для марки «А» и «Б» (ГОСТ 2222-95).
Таблица 4 — Свойства метанола и технические требования
|
Наименование показателя |
Марка АОКП 242 1110130 |
Марка БОКП 242 1110140 |
|
|
1. Внешний вид |
Бесцветная прозрачная жидкость без нерастворимых примесей |
||
|
2. Плотность при 20°С, г/см3 |
0,791-0,792 | 0,791-0,792 |
||
|
3. Смешиваемость с водой |
Смешивается с водой без следов помутнения и опалесценции |
||
|
4. Температурные пределы: |
|||
|
а) предел кипения, °С |
64,0-65,5 |
64,0-65,5 |
|
|
б) 99% продукта перегоняется в пределах, °С, не более |
0,8 |
1,0 |
|
|
5. Массовая доля воды, %, не более |
0,05 |
0,08 |
|
|
6. Массовая доля свободных кислот в пересчете на муравьиную кислоту %, не более |
0,0015 |
0,0015 |
|
|
7. Массовая доля альдегидов и кетонов в пересчете на ацетон, %, не более |
0,003 |
0,008 |
|
|
8. Массовая доля летучих соединений железа в пересчете на железо, %, не более |
0,00001 |
0,0005 |
|
|
9. Массовая доля аммиака и аминосоединений в пересчете на аммиак, %, не более |
0,00001 |
не нормируют |
|
|
10. Массовая доля хлора, %, не более |
0,0001 |
0,001 |
|
|
11. Массовая доля серы, %, не более |
0,0001 |
0,001 |
|
|
12. Массовая доля нелетучего остатка после испарения, %, не более |
0,001 |
0,002 |
|
|
13. Удельная электропроводность Ом-1.см-1, не более |
3.10-7 |
не нормируют |
|
|
14. Массовая доля этилового спирта, %, не более |
0,01 |
не нормируют |
|
Помимо метанола этих марок, существует метанол-сырец. Метанол-сырец, помимо метанола — СН3ОН, содержит воду и диметиловый эфир. Массовое содержание воды в нем может достигать 11%, соответственно плотность его составляет не более 0,827 г/см3.
Диэтиленгликоль — ГОСТ 10136-77. Внешний вид — слабоокрашенная в желтый цвет жидкость.
Таблица 5 — Характеристика диэтиленгликоля
|
Норма для диэтиленгликоля марки |
|||
|
Наименование показателя |
А ОКП 24 2213 0100 |
Б ОКП 24 2213 0200 |
|
|
1. Плотность при 20 °С, г/см |
1,116-1,117 |
||
|
2. Цветность, единицы Хазена, не более |
10 |
20 |
|
|
3. Массовая доля органических примесей, %, не более |
0,4 |
1,8 |
|
|
в том числе этиленгликоля, %, не более |
0,15 |
1,0 |
|
|
4. Массовая доля диэтиленгликоля, %, не менее |
99,5 |
98,0 |
|
|
5. Массовая доля воды, %, не более |
0,05 |
0,2 |
|
|
6. Массовая доля кислот в пересчете на уксусную кислоту, %, не более |
0,005 |
0,01 |
|
|
7. Число омыления, мг КОН на 1 г продукта, не более |
0,1 |
0,3 |
|
|
8. Температурные пределы перегонки при давлении 101,3 кПа (760 мм рт.ст.): |
|||
|
начало перегонки, °С, не ниже |
244 |
241 |
|
|
конец перегонки, °С, не выше |
249 |
250 |
|
6. Существующие проблемы подготовки газа
Одной из наиболее серьезных проблем при подготовке попутного нефтяного газа является его очистка от газоконденсата, нефти, капельной, мелкодисперсной, аэрозольной влаги, механических и шламовых примесей. Газ, содержащий капельную жидкость (нефть, влагу) и механические примеси, нельзя применять на газопоршневых и газотурбинных электростанциях.
Эта проблема решилась при помощи установки центробежных вихревых сепараторов, работающих в несколько ступеней на различных этапах. Присутствующие механические примеси удаляются из попутного газа при помощи фильтров тонкой очистки.
Также важным техническим условием для поддержания нормальной работы системы подготовки топливного газа является поддержание требуемого давления газа на выходе из БПТГ. Инженерно-техническими службами компании ОАО «Норильскгазпром» были разработаны несколько способов поддержания требуемой температуры газа на выходе из блока подготовки:
1. Использование греющего саморегулируемого кабеля для обогрева технологических газовых трубопроводов БПТГ.
2. Установка газовых котлов, топливом для которых является тот же попутный нефтяной газ, для подогрева теплоносителя обогрева технологических газовых трубопроводов БПТГ.
3. Установка электрических индукционных котлов для подогрева теплоносителя обогрева технологических газовых трубопроводов БПТГ.
Также были опробованы и применены новые конструкторские решения, разработаны методики и проведены расчеты по соответствию параметров качества ПНГ заданным техническим требованиям и требованиям нормативных документов
Заключение
В данной курсовой работе рассмотрена система обустройства сбора, транспорта газа и пластовой воды на всем протяжении движения от скважины до пункта сдачи, с использованием технологических стандартов и норм ведения процесса подготовки продукции.
Более подробно описан технологический процесс осушки газа с применением комплексной установки. Основными задачами установки являются сбор сырого газа со скважин, сепарация от капельной воды и механических жидкостей, компримирование, осушка, охлаждение и подача в МПК.
Использования данной установки привело к отсутствию образования гидратов на аппаратах и коммуникационных установках переработки из-за негативного влияния паров воды в газе.
Также были представлены технологические стандарты и нормы
Данный технологический комплекс является оптимальной стратегией для сбора и подготовки газа на Мессояхском газогидратном месторождении, учитывая его геолого-географические особенности.
Основная причина актуальности изучения газогидратных месторождений — рассмотрение углеводородов в качестве сырья, способного в будущем заменить нефть, запасы которой на Земле ограничены. Ежегодно концентрация метана в атмосфере вырастает на 1%. Не исключая антропогенные источники, исследователи связывают это с появлением большого количества участков подводной разгрузки метана. Газовые гидраты представляют собой твердые соединения молекул газа и воды, существующие при определенных давлениях и температурах.
Запасы газогидратов геологи оценивают, соотнося их с суммарным объёмом разведанных на сегодняшний день месторождений нефти, природного газа и угля. Их вывод таков: залежи метана на дне морей и океанов обладают вдвое большими энергоресурсами, чем все прочие ископаемые энергоносители вместе взятые.
Список использованных источников
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/messoyahskoe-mestorojdenie/
1 http://www.ngaz.ru/
2 Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. — 473 с.
3 Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1987. — 309 с.
4 Добыча, подготовка и транспорт природного газа. Справочное руководство в 2-х томах. Том I. Под ред. Коротаева Ю.П., Маргулова Р.Д.М.:Недра, 1984. — 360 с.
5 Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 279 с.
6 Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. — М.: Недра, 1992, 235 с.
7 Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. — М.: Недра, 1976, 197 с.
