Вход

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

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Дипломная работа*
Код 197715
Дата создания 07 июня 2017
Страниц 97
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 29 марта в 12:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
1 670руб.
КУПИТЬ

Описание

1 ...

Фрагмент работы для ознакомления

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
Очень похожие работы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.00654
© Рефератбанк, 2002 - 2024