Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

Давление газа после второй ступени редуцирования 0,30 МПа поддерживается тремя параллельно установленными клапанами-регуляторами давления (поз. Р1С – 233, НО). Температура и давление газа контролируются по месту термометрами и техническими манометрами и выводится на пульт УВК. Перед первой ступенью редуцирования установлен пневмокран, который автоматически закрывается при повышении давления за второй ступенью редуцирования. С температурой 10°С по трубопроводу Ду400 газ поступает на объекты.

 

 

4.7 Дожимная компрессорная  станция

Дожимная компрессорная  станция (ДКС) – обеспечивает необходимое  давление газа перед технологическими цехами осушки УКПГ и внутри промысловый  транспорт газа с необходимым  давлением к головным компрессорным  станциям магистральных газопроводов.

Технологические схемы, оборудование и наименования кранов для I и II очередей компримирования идентичны, поэтому описание приводится для одной из ступеней.

Дожимная компрессорная  станция включает в себя газоперекачивающие агрегаты типа ГПА-Ц-16/56 (II очередь) – 3 штуки, ГПА-Ц-16/76 (I очередь) -3 штуки, установленные  в индивидуальных укрытиях, и вспомогательные  системы, установки, сооружения, обеспечивающие их функционирование:

– система технологического газа с запорной арматурой;

– цех очистки газа (ЦОГ);

– установка охлаждения газа (АВО), типа 2АВГ-75;

– блок подготовки пускового, топливного, импульсного газа (БПТПИГ);

– система электроснабжения ДКС;

– система автоматического управления и КИП ДКС;

– вспомогательные системы и устройства (маслоснабжение, пожаротушение, отопление, вентиляция, сжатый воздух для технологических целей и др.).

Компримирование газа производится полнонапорными нагнетателями с приводом от газотурбинных двигателей НК-16СТ. Нагнетатели подключены параллельно к всасывающему и нагнетательному коллекторам ДКС.

Для обеспечения пуска  и остановки ГПА, а также защиты от помпажа предусмотрены пусковые контуры у каждого агрегата и общестанционный контур. Диаметр пускового контура агрегата – Ду=400, диаметр общестанционного контура – Ду=700.

Производительность агрегата (м /мин) можно определить в зависимости от числа оборотов и степени сжатия.

Всасывающий коллектор при  помощи крана №7 и 7а подключается к коллектору сухого газа УКПГ. От всасывающего коллектора осуществляется отбор газа к нагнетателям ГПА по трем линиям Г-700. В каждой линии Г-700 установлен кран №1. Параллельно крану №1 устанавливается  кран №4 Ду=50. Перед краном №4 Ду = 50 установлен кран №4 бис Ду=50 с ручным управлением, за ним – дроссельная шайба d=30 мм. Непосредственно на входе в ГПА в линии Г-700 установлена защитная решетка. Нагнетательный коллектор имеет два закольцованных участка, между которыми включается аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа, АВО служит для охлаждения сжатого нагнетателем газа перед подачей его в МПК до С = 10°С.

В коллектор перед АВО  подают сжатый газ нагнетателем ГПА  по нагнетательным линиям. В линии  нагнетания Ду=700 установлен обратный клапан. Перед обратным клапаном врезан кран №5 Ду=80 для продувки и стравливания газа из контура нагнетателя (свеча). После обратного клапана предусмотрен кран №2.

В выходном коллекторе после  АВО установлен обратный клапан, кран №8, а также врезана перемычка  Ду=700 с кранами №36, 36 бис, через которую всасывающий и нагнетательный коллекторы соединяются между собой, кран №36 р (Ду=150) является обводным для кранов №36 и №36 бис.

Кран №20 делит газопровод на части низкого и высокого давления. При перестановке кранов №7, 7а, 8, 20 можно  отключить ДКС, и газ с УКПГ пойдет, минуя ДКС, в межпромысловый коллектор. Нагнетательный коллектор  имеет кран №52 с местным управлением, при открытии которого газ пойдет, минуя АВО, на узел подключения, неохлажденный. В рециркуляционный коллектор Г-700 по линии Г-400 нагнетателем ГПА при закрытых кранах №2 и 5 подается газ, который циркулирует по малому кольцу. Рециркуляционный коллектор включается во всасывающий коллектор при помощи крана №66 с местным управлением.

На линии Г-400 установлен шаровой кран №6 бис с ручным приводом, обратный клапан, после обратного  клапана имеется кран №6, параллельно  которому установлен противопомпажный кран №6 р.

Технологический газ к  нагнетателю отбирается с УКПГ с  расчетным давлением Р=2,25ч6,4 МПа в зависимости от времени разработки месторождения и качества добываемого газа. Давление газа на выходе из нагнетателя Р=7,45 МПа (расчетное). Степень сжатия расчетная 0 = 1,44ч1,5. Температура газа на входе в нагнетатель Tвн=7ч15°С, температура газа на входе в АВО – Tва= 30ч32°С. На площадке технологического газа параллельно трем главным смонтированы вспомогательные коллекторы для нужд ГПА:

коллектор обогрева ВО-150;

коллекторы дренажные  МО-100 и МД-100;

коллекторы импульсного  газа ГИ-50 и ГИ-150;

коллекторы топливного газа ГТ-400;

коллекторы пускового  газа ГП-300.

Все коллекторы, кроме обогрева и дренажного, имеют свои свечи. В  пусковой и топливный коллекторы газ подается от блока подготовки топливного и пускового газа БПТГ. Из этих коллекторов газ отводится  к ГПА.

Пусковой газ:

с давлением Р=0,35ч0,5 МПа;

с температурой T = 20°С. Топливный газ:

с давлением Р = 2,45ч0,02 МПа;

с температурой T= 25ч60 °С.

Пусковой газ из коллектора ГП-300 по линии подачи ГП-200 подводится через фильтр к крану №11, а  от него к стартеру, при помощи которого производится раскручивание ротора ВД двигателя при запуске ГПА. На этом участке пусковой линии после  крана №11 установлена свеча с  краном №10. Топливный газ из коллектора ГТ-400 через блок фильтров поступает  к крану №12, от которого идет к  блоку фильтров топливного газа, установленному непосредственно у ГПА. После  крана №12 имеется свеча с краном №9. Краны №9, 10, 11, 12 и фильтры установлены в блок – боксе фильтров газа (БФГ).

Отбор газа на собственные  нужды ГПА производится из всасывающего или нагнетательного коллекторов. Отобранный газ поступает в коллектор Г-150 и далее в блок очистки газа (БО). Из БО очищенный газ идет в блок замера газа (БЗ), из которого по трубе Г-150 поступает к подогревателям БПТГ, к блоку подогрева газа регенерации БПГ. Из блока замера, газ поступает в блок осушки и хранения импульсного газа (БА). Из блока замера производится отбор газа на горелки подогревателей. По этой линии параллельно друг другу установлены редукторы и предохранительный клапан СППК-4 р-50–16, отрегулированный на давление Р=0,35 МПа.

После подогревателей БПТГ подогретый газ по трубе Г-150 поступает  в адсорбер для регенерации адсорбента. Из блока адсорбера импульсный газ  подается на управление общестанционными кранами №№9, 10, 11, 12, по трубе ГИ-150 – на управление кранами №№1, 2, 4, 5, 6 гитары.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Основными задачами установки  являются сбор сырого газа со скважин, сепарация от капельной воды и  механических жидкостей, компримирование, осушка, охлаждение и подача в МПК.

В данном дипломном проекте  был произведен технологический  расчет МФА. Число тарелок удовлетворяет  условиям осушки, фактическая подача ДЭГа в абсорбере соответствует расчетной, достигается необходимая точка росы, расходы по сепарационной и фильтрационной части не превышают допустимых. Гидравлическое сопротивление по аппарату не значительно.

В массообменной секции абсорбера  была внедрена регулярная пластинчатая насадка, ее высота по результатам расчетов составила 3,44 м. Поверхностью контакта является смоченная гликолем насадка, ее производительность в меньшей степени зависит от скорости потока.

Также рассчитано распределение  давления и температуры по длине  гипотетического шлейфа длиной 6 км и диаметром 500 мм, моделирующего работу 4-х средних скважин в один шлейф. Снижение температуры составляет от 0,2 до 2,8 градусов на километр в зависимости от температуры воздуха. Снижение давления незначительно и составляет 0,02 МПа на 6 км. Для шлейфов есть опасность образования гидратов, требуется подача метанола.

Произведен расчет экономического обоснования от модернизации абсорберов насадками, в 2006 на модернизацию абсорберов потребуется 8707,8 тыс. рублей, однако уже  в этот год и все последующие  экономия эксплуатационных затрат, за счет уменьшения уноса и экономией  метанола, будет составлять 5129,3 тыс. рублей.

На предприятии достигнут удовлетворительный уровень производственной безопасности, предлагаемые технические решения не снизят безопасность и экологичность производства.

Список литературы

 

1. Проект опытно-промышленной  эксплуатации нижнемеловых отложений  Уренгойского газоконденсатного месторождения – М., 1988. – 145 с.

2. Отчет по геологии и разработке Уренгойского НГКМ за 2003-г. Н. Уренгой, 2000. – 103 с.

3. Технологический регламент УКПГ – 13 ООО «Уренгойгазпром», 2003. – 195 с.

4. 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.

5. Чеботарёв В.В. Расчёты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. Уфа: УГНТУ, 2001. – 331 с.

6. Ю. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных газов. М.: Химия, 1984. – 189 с.

7. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 309 с.

8. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 596 с.

9. Технический отчёт по работе оборудования систем осушки и подготовки газа УНГКМ за август 2003 г. – ООО «Уренгойгазпром», 2003. –73 с.

10. 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.

11. 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.