ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СОСТАВА СЫРЬЯ НА ВЫХОД И СВОЙСТВА ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ МЫЛЬДЖИНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)

1 ...

5 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ5.1 Характеристика сырьяТаблица 5.1 - Состав компримируемого газа Казанского НГКМ Наименование компонента% объёмн.% мольн.СH480,8680,59С2H65,185,2С3H85,605,66изо-С4H101,711,75н-С4H101,91,95изо-С5H120,510,52н-С5H120,440,47n-Hexane0,330,36n-Heptane0,170,19n-Octane0,080,09Диоксид углерода0,980,98Кислород0,010,01Азот2,232,22Плотность газа при ст. усл., кг/м30,8979Таблица 5.2 - Состав пластового газа МГКМ[15]мол.%масс.%г/мольг/м3Наименование компонентаСH487,9166,63904,32567,43С2H63,204,9832,9342,42С3H81,875,4719,2446,58изо-С4H100,412,194,2518,67н-С4H100,452,554,6721,70нео-С5H120,000,010,030,08изо-С5H120,201,472,0112,51н-С5H120,191,312,0011,12n-Hexane 0,351,993,5616,94n-Heptane0,472,354,8019,99n-Octane0,442,504,4821,29n-Nonane0,201,292,0510,95n-Decane0,120,891,287,58n-C110,060,460,613,96n-C120,030,250,312,16n-C130,020,160,181,40n-C140,010,090,090,77СО20,510,035,200,22N23,565,3036,6145,12Всего100,00100,001028,68851,60Таблица 5.3 - Состав газа с Северо-Васюганского месторождения после газосепаратора С-1[15]Наименование компонентамол.%СН485,68с2н64,71С3Н83,07i-C4H100,75н-С4Н100,72нео-С5Н120,00i-C5H120,20н-С6Н140,13С6Н14 и выше0,09СО20,70Кислород0,01Азот3,92(СЗ и >), г/мЗ103,23(С5 и >), г/мЗ12,65Плотн.газа, кг/мЗ0,796Р газа, МПа53,00Т газа, °С6,0Q высшая, ккал/мЗ9590низшая8680W, высшее ккал/мЗ11794низшее106695.2 Технология подготовки попутного нефтяного газа на КНГКМ Газокомпрессорная станция на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении предназначена для компримирования попутного нефтяного газа, поступающего с установки подготовки нефти (УПН), до давления 10,0 МПа, позволяющего транспортировать его по трубопроводу внешнего транспорта на УКПГ Мыльджинского ГКМ.Газокомпрессорная станция (ГКС) располагается на площадке, смежной с установкой подготовки нефти (УПН) Казанского НГКМ. Компрессорная станция предназначена для утилизации попутного нефтяного газа путем сжатия до необходимого давления, охлаждения газа и сепарации выделившейся в процессе охлаждения жидкости и подачи его во внешний газопровод для транспорта на установку комплексной подготовки газа Мыльджинского ГКМ[16].Работа компрессорных установок предусматривается в автоматическом режиме, без постоянного присутствия обслуживающего персонала.Принципиальная технологическая схема ГКС с поршневыми компрессорными установками представлена на рисунке 5.1. Схема подключения компрессорных установок - параллельная, коллекторная, каждый агрегат имеет отключающую арматуру.На территории УПН Казанского НГКМ предусмотрена отключающая и переключающая арматура на трубопроводе нефтяного попутного газа, подаваемого на ГКС, и на трубопроводе углеводородной жидкости, подаваемой от ГКС на первую ступень сепарации УПН.Нефтяной попутный газ от УПН поступает на ГКС через входной кран, расположенный в узле подключения, и далее на вход компрессорных установок КУ1…КУ3. До и после входного крана предусмотрены электроприводные краны, предназначенные для опорожнения на факел трубопровода от УПН до ГКС и внутриплощадочного входного коллектора на территории ГКС соответственно при аварийных и плановых остановках.При полной проектной загрузке ГКС две КУ рабочие, одна резервная. Описание работы компрессорной установки приведено на примере КУ1. Для КУ1.2, КУ1.3 - аналогично.Через отсекающий входной кран с электроприводом и отключающий кран, расположенный в ангарном укрытии КУ, газ поступает во входной сепаратор, где происходит отделение капельной влаги и возможных механических примесей. Далее газ подаётся через фильтр во всасывающий трубопровод компрессора.После первой ступени компримирования газ поступает в АВО, где охлаждается потоком воздуха. Затем охлаждённый газ подаётся в промежуточный сепаратор для отделения влаги, выделившейся после охлаждения в АВО.Далее газ поступает на вторую ступень компримирования, после которой вновь проходит АВО газа и промежуточный сепаратор.Затем газ проходит третью ступень компримирования, охлаждается до температуры примерно 70 ºС и через отключающий кран и обратный клапан, расположенные внутри укрытия КУ, и через отсекающий кран с электроприводом выходит из КУ.Скомпримированный газ от КУ при температуре около 70 ºС, необходимой для обеспечения однофазного состояния потока, поступает в блок замера. В блоке замера производится замер расхода газа замерными устройствами (одно рабочее, одно резервное).После блока замера газ поступает на площадку АВО газа, где доохлаждается до температуры (30…40) ºС, и через выходной кран, расположенный в блоке замера, направляется в трубопровод газа на УКПГ Мыльджинского ГКМ. Рисунок 5.1 - Принципиальная технологическая схема ГКС[16]Жидкость, выделяющаяся во входных сепараторах КУ, по верхнему уровню через регулятор давления отводится в дренажную ёмкость Е2. Жидкость от сепараторов после второй и третьей ступеней компримирования по верхнему уровню через регуляторы давления направляется в разделитель жидкости Р1. Такое разделение обусловлено необходимостью поддержания в Р1 давления выше, чем входное давление газа на ГКС[16].При проведении ремонтных работ опорожнение сепараторов КУ от жидкости производится через краны с ручным приводом в дренажную ёмкость Е2.Сбросные трубопроводы от предохранительных клапанов компрессорной установки и трубопроводы сброса газа из обвязки компрессорного агрегата объединены внутри блока КУ. Газ из обвязки и от предохранительных клапанов КУ подаётся через сепаратор факельный СФ1 для сжигания на существующей факельной установке Ф1, расположенной на территории УПН.В наружной обвязке каждого компрессорного агрегата на входном и выходном трубопроводе газа предусмотрены отсечные краны. Для опорожнения участков трубопроводов от отсечных кранов до отключающих кранов внутри КУ на местную свечу предусматриваются краны.Для нормальной работы компрессорных агрегатов к ним подводятся:топливный газ от установки подготовки топливного газа;сжатый воздух от ресивера;масло чистое со склада масел.В качестве топлива для газопоршневых двигателей используется компримируемый газ, очищенный и подготовленный до требуемых параметров в установке подготовки топливного газа.Конденсат из сепараторов УПТГ направляется в разделитель Р1. При проведении ремонтных работ опорожнение от жидкости производится в дренажную ёмкость Е2.В Р1 происходит разделение конденсата на ШФЛУ (широкую фракцию лёгких углеводородов) и воду. Вода из разделителя по уровню сбрасывается в дренажную ёмкость Е2. ШФЛУ подаётся на вход блок-бокса насосной. Включение и выключения насоса в блок-боксе насосной производится автоматически соответственно по верхнему и нижнему уровню ШФЛУ в Р1.При проведении ремонтных работ опорожнение Р1 от жидкости производится в дренажную ёмкость Е2.Давление в разделителе Р1 поддерживается на уровне 1,2 МПа при помощи электроприводного регулятора давления, работающего по принципу «до себя». При повышении давления в Р1 выше 1,2 МПа часть газа через регулятор сбрасывается во входной коллектор на вход КУ.На Р1 устанавливается блок предохранительных кланов для защиты аппарата от превышения давления. Опорожнение Р1 от газа в аварийной ситуации и при ремонтных работах предусматривается через электроприводной кран на факельную установку Ф1.От блок-бокса насосной ШФЛУ подаётся в выходной коллектор ГКС (после точки отбора газа на УПТГ по ходу газа), где, смешиваясь с газом с температурой около 70 ºС, переходит в газообразное состояние, тем самым обеспечивая в блоке замера однофазный поток.Опорожнение насосов и обвязки блок-бокса насосной производится в дренажную ёмкость Е2.При опорожнении оборудования и трубопроводов ГКС газ направляется в факельный сепаратор СФ1 и далее на существующую факельную установку Ф1, расположенную на УПН. Для замера сжигаемого газа перед СФ1 устанавливается замерное устройство.Факельный сепаратор работает с сухим дном. Вся выделяющаяся в нём жидкость сразу отводится в дренажную ёмкость факельной системы Е1). Из ёмкости Е1 жидкость полупогружным насосным агрегатом в автоматическом режиме откачивается в разделитель Р1. В ручном режиме возможна откачка в ёмкость дренажную Е2.Из ёмкости Е2 жидкость полупогружным насосным агрегатом в автоматическом режиме откачивается и подаётся через отключающую задвижку, расположенную в узле подключения, на первую ступень сепарации УПН.Продувочный газ в начало факельного коллектора подаётся из двух источников. До пуска первой КУ - из входного коллектора компрессорных агрегатов. После пуска - осушенный газ из коллектора топливного газа КУ. Обвязка подачи продувочного газа размещается в блоке замера. Продувочный газ подаётся через ручной регулятор расхода и замерное устройство.При прекращении подачи продувочного газа предусматривается автоматическая подача азота на продувку факельного коллектора.Предусматривается также подача азота от азотной станции в компрессорные установки, в УПТГ для проведения продувки аппаратов и оборудования.5.3 Технология транспорта попутного нефтяного газа по межпромысловому газопроводуСистема использования попутного нефтяного газа предусматривает компримирование ПНГ на газокомпрессорной станции и его транспорт по газопроводу до установки комплексной подготовки газа Мыльджинского месторождения. Давление газа на входе в ГКС составляет 0,4 МПа, на выходе -10 МПа[17].Производительность газопровода 500 млн куб. м., протяженность 206 км. Транспортировка мультифазного потока углеводородного сырья, включающая как жидкие, так и газообразные компоненты, осуществляется в турбулентном режиме. Система использования ПНГ рассчитана на подключение других месторождений Южной группы, которые будут введены в эксплуатацию в 2011-2013 гг., а также расширение существующей газотранспортной инфраструктуры.Ввод системы в эксплуатацию позволяет использовать более 95% ПНГ, при этом размер сдачи товарного газа за счет использования попутного нефтяного газа уже в 2011 году уже увеличился на 200 млн куб. м, а в 2012 году - на 380 млн куб. м.5.4 Технология подготовки газа и конденсата на Мыльджинском ГКМУстановка комплексной подготовки газа (УКПГ) предназначена для сбора и полной обработки газа Мыльджинского газоконденсатного месторождения до кондиции согласно ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральный газопровод» с последующей подачей его в магистральный газопровод Мыльджино-Вертикос с давлением 5,4 МПа.Установка комплексной подготовки газа состоит из модулей (технологических автоматизированных линий обработки газа с законченным технологическим процессом), что обеспечивает возможность поэтапного ввода УКПГ. Модули набираются из блоков, аппаратов (разработка ЦКБН), блок-боксов заводского изготовления[18].Проектная производительность УКПГ по природному газу установлена равной 4,5 млрд. м3/год.Пропускная способность каждого технологического модуля подготовки газа согласно рабочей документации (комплекс 100П) составляет 5 млн. м3/сут.Сбор продукции с кустов скважин осуществляется по коллекторно-лучевой схеме, включающей семь самостоятельных коллекторов диаметром 200-300 мм, по которым газожидкостная смесь от кустов скважин поступает на УКПГ.Куст скважин - это горизонтальная площадка, на которой размещены: газовые скважины, оборудованные фонтанной арматурой (АФТ), эстакада технологических трубопроводов, узел для проведения замеров дебитов и газоконденсатных исследований скважин, средства контроля и автоматизации (в блок-боксе КА), связи, электрохимзащиты.Применяемая фонтанная арматура герметизирует три колонны (324245168 мм) и имеет два боковых отвода. Тип фонтанной арматуры - АФ-12 3/4” 9 5/8” 6 5/8” 4 5000 (3000) Psi фирмы DKG-EAST, которая оснащена ручными задвижками, регулируемым штуцером фонтанная арматура АФ - 2 65х35 ХЛ производства ОАО «Корвет».Продукция добывающих скважин по НКТ поступает в верхний боковой отвод фонтанной арматуры, проходит через регулируемый дроссель Др-1 и по теплоизолированным трубопроводам Ду100 (от вертикальных и наклонных скважин) и Ду150 (от горизонтальных скважин) подается на распределительную гребенку куста скважин, позволяющую:1) объединить потоки всех скважин куста;2) направить поток любой скважины куста на узел замера дебита и газоконденсатные исследования;3) производить продувку любой скважины куста на факел;4) подать газ на освоение скважины после ее капитального ремонта.Технологическое рабочее давление газа после дросселя Др-1 для разных кустов скважин не превышает 8,3 МПа, температура +5+39 С.От кустов скважин природный газ по индивидуальным газопроводам-шлейфам Ду200, Ду300 (кусты № 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 14) поступает на УВШ №1, 2, где распределяется на три модуля подготовки газа (МПГ) [18].Для предупреждения гидратообразования в скважинах на регулирующем дросселе фонтанной арматуры и в газопроводах предусмотрен дозированный ввод метанола. Точки ввода:1) в затрубное пространство скважин - давлением до 16 МПа;2) в рабочую линию скважины - до дросселя фонтанной арматуры - давлением до 16 МПа;3) в газопровод-шлейф на выходе от куста - давлением до 14,9 МПа.Подача метанола производится централизованно - по трубопроводной системе от БДИ-1/1Продувка скважин при освоении технологических трубопроводов на кустах производится через горизонтальное факельное устройство (ГФУ), расположенное в земляном амбаре. Конструкция и размеры амбара обеспечивают локализацию пламени. На технологическом трубопроводе перед ГФУ устанавливается диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) для распыления жидкой фазы.Технологической схемой обустройства кустов скважин реализована система блокировок клапанами-отсекателями и предохранительными устройствами, срабатывающими при возникновении аварийных ситуаций, а также при повышении и снижении давления в газопроводе-шлейфе [18].5.4.1 Установка комплексной подготовки газаИсходя из требований к качеству подготавливаемого газа, на УКПГ осуществляется наиболее приемлемый способ подготовки товарной продукции из газоконденсатных залежей МГКМ - низкотемпературная сепарация (НТС). Подключение скважин к УКПГ - коллекторно-лучевое и выполнено с учётом баланса расходов газа по МПГ [18].5.4.2 Узлы входа шлейфовУзлы входа шлейфов предназначены для подключения шлейфов от кустов скважин, распределения газовых потоков по трем МПГ (два рабочих и один резервный), сброса газа на факел при аварийной ситуации на УКПГ, распределения ингибитора гидратообразования (метанол) по кустам газовых скважин и оперативного технологического учета продукции скважин, поступающей на УКПГ по трубопроводам (шлейфам).В состав узлов входа шлейфов входят:1. Узел входа № 1 (кусты скважин К-2, К-3, К-4, К-6, К-7, К-8, К-9, К-10, 14);С 2011г. в линию модуля подготовки газа №2 произведена врезка подачи сырого газа с Казанского нефтегазоконденсатного месторождения.2. Узел входа № 2 (кусты скважин К-5, К-11, К-12); С 2011г. в неработающий шлейф куста №5 была произведена врезка подачи сырого газа с Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения.3. Блоки распределения метанола БДИ-1/1, БДИ-1/2 (расположенные в блок-боксе) и состоит из:- двух блочных установок по распределению метанола БДИ-1/1 и БДИ-1/2.- одного блока фильтров БФ-1 с двумя фильтрами.Блоки БДИ представляют собой совокупность узлов, смонтированных на едином трубопроводе в соответствии с гидравлической схемой соединения приборов. Блоки обеспечивают дозирование метанола по шести независимым каналам.Продукция скважин по газопроводам под давлением до 7,5 МПа и температурой плюс 5-35 С через шаровые краны с ручным приводом К-1К-7 и обратные клапаны ОК1ОК7 поступает в блок-бокс УВШ № 1, 2, где через шаровые краны направляется на подготовку в МПГ:№1, 2, 3 [18].Для предотвращения повышения давления в газопроводах-шлейфах перед шаровым кранами К-1К-7 предусмотрена установка электроприводных шаровых кранов ЭКП с дистанционным управлением для сброса избыточного давления на факел высокого давления. 5.4.3 Технологический модуль подготовки газа №1Газоконденсатная смесь со скважин, а также с Казанского и Северо-Васюганского месторождений, приходит на узлы входа шлейфов №1,2, где Казанский и Северо-Васюганский газ проходит предварительную сепарацию в сепараторах С-1 и С-1,2 соответственно (рисунок 5.2). С узла входа шлейфов с давлением до 6.6 МПа и температурой плюс 5-25 С газ поступает по трубопроводу диаметром Ду300 на первую ступень сепарации в вертикальный сепаратор С-1/1. через электроприводной кран.Для предотвращения превышения давления на входе в С-1/1 установлены два предохранительных клапана ПК-1/1-1, 2, настроенные на давление срабатывания 8,25 МПа. В сепараторе первой ступени С-1/1, под действием сил гравитации происходит предварительное отделение из газового потока капельной жидкости и мехпримесей.Рисунок 5.2 -Технологическая схема УКПГ Мыльджинского ГКМ[18]Отделившаяся жидкая фаза (газовый конденсат, метанольная вода и мехпримеси) через клапан регулятор уровня отводится в разделитель жидкости РЖ-1 с давлением 4,05,6 МПа и температурой плюс 525 С.Частично отсепарированный газовый поток, по трубопроводу, с давлением 6.0-7,0 МПа и температурой плюс 5-25 С из сепаратора С-1/1, направляется на вход в горизонтальные сепараторы ФС цеха сепарации ДКС, очищенный газ направляется на всас газоперекачивающих агрегатов ГПА, отсепарированная жидкость поступает на вход РЖ-1. После компремирования на ГПА газ с давлением 7,35 МПа, температурой плюс 30-40 С направляется на аппараты воздушного охлаждения АВО-4,5,6, где охлаждается до температуры плюс 20-30С, затем подается в трубное пространство двухсекционного теплообменника «газ-газ» Т-1, где охлаждается обратным холодным потоком осушенного газа, проходящего по межтрубному пространству теплообменника Т-1, до температуры от минус 10С до плюс 10СДля предотвращения гидратообразования в трубном пространстве Т-1, предусмотрена подача метанола, по метанолопроводу Ду15, через узел ввода метанола УВМ. Подача метанола, в трубопровод Ду300, производится через форсунку или через прямой впрыск. В узле ввода метанола осуществляется дозирование и учёт расхода метанола, подаваемого от БДИ-2.Охлажденный в теплообменнике Т-1 прямой поток газа с давлением до 7.35 МПа, по трубопроводу Ду300, поступает в сепаратор второй ступени С-2/1.Для предотвращения превышения давления на входе в сепаратор С-2/1 установлены сдвоенные предохранительные клапаны ПК-2/1-1, 2, настроенные на давление срабатывания 8,25 МПа. В сепараторе С-2/1 происходит отделение капельной жидкости, которая сконденсировалась в результате снижения температуры в теплообменнике Т-1.Отсепарированные в сепараторе С-2/1 газовый конденсат, влага и метанол, по уровню через клапан регулятор уровня выводится в разделитель жидкости РЖ-2/1, с давлением 2,62,8 МПа и температурой от минус 5С до плюс 5С через трубный пучок теплообменника ТР-2/1, где нагревается до температуры плюс 1525С стабильным конденсатом от УДСК или паром от котельной.Основная часть освобожденного от капельной жидкости газового потока из С-2/1 (≈140 тыс м3/час), по трубопроводу Ду 150, с давлением 7.1-7.3 МПа и температурой +3-15С, в качестве активного потока подается на два эжектора ЭЖ-1/1 и ЭЖ-2/1 для утилизации низконапорного газа с давлением 1,3-1,9 МПа от УДСК-1, 2 и газа дегазации из разделителя жидкости РЖ-2/1 с давлением 1,2-2,4 МПа, оставшаяся часть газового потока подается в трубное пространство теплообменника «газ-газ» Т-2, где охлаждается обратным холодным потоком осушенного газа, проходящего по межтрубному пространству теплообменника, до температуры минус 2530 С.Газ выветривания из разделителя жидкости РЖ-2/1 направляется на эжектирование в струйный эжектор ЭЖ-1/1, а газ дегазации от УДСК-1,2 в струйный эжектор ЭЖ-2/1. Эжемктор - (фр. éjecteur, от éjecter - выбрасывать от лат. ejicio) - гидравлическое устройство, в котором происходит передача кинетической энергии от одной среды, движущейся с большей скоростью, к другой