Материал: Подготовка газа Уренгойского месторождения к транспорту

Рис 4 - Уренгойское НГКМ, карта расположения площадей

.1.3 Основные проектные решения при разработке Уренгойского НКГМ

Уренгойскогоместорождение содержит два продуктивных комплекса, которые существенно отличаются между собой по своим характеристикам. Это сеноманский газоносный комплекс и нижнемеловой нефтегазоносный комплекс.

Сеноманский газоносный комплекс представляется одной газовой залежью, которая залегает на глубине то 1000 до 1200 метров. Эта залеж ввелась в эксплуатацию с 1978 года. Максимальная годовая добыча газа составила250 млрд. м³. Характерная особенность сеноманской залежи - это наличие существенных запасов газа, в основном, метанового состава с весьма низким содержанием тяжелых углеводородов.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс - многопластовый. Он залегает на глубине от 1750 до 3650 м. Характерная особенность данной залежи - наличие в разрезе большого количества нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей с достаточно высоким первоначальным содержанием в пластовом газе тяжелых углеводородов.

В дальнейшем, при эксплуатации месторождения производились уточнения газоконденсатной и продуктивной характеристик его скважин, и запасов газа, нефти и конденсата.

В 1996-1997 годах была рассмотрена стратегия разработки газоконденсатных и нефтяных и залежей на период до 2025.

Предварительно этот проект были рассмотрена "Комиссии по разработке месторождений и ПХГ" РАО "Газпром" (протокол №13-Р/96 от 17.05.96).

В данный момент эксплуатируются четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В). Общая производительность которых составляет 30 млрд. м³ по сепарированному газу и 6,0 млн. тонн по конденсату.

В 1995 году на УКПГ-8В, смонтирована технологическая нитка низкотемпературной сепарации (НТС), производительностью 5 млн. м³.

Общий фонд скважин на 01.01.99 составлял 600 шт., эксплуатационный фонд составил 399 скважины. Величины пластовых давлений в зонах отбора газа упали на 10,0 МПа и более от тех, которые были в начале.

.2 Характеристики получаемого сырья

Газ сеноманской залежи - метанового состава, и содержит от 95,3 до 99,4% метана. Содержание углеводородов С2 и выше не более 1%. Средняя относительная удельная плотность газа по воздуху 0,563. Давление критическое - 4,73 Мпа, температура критическая- 190,5 К, давление рабочее - 5,45 Мпа, температура рабочая - 2830К

Средняя низшая теплотворная способность газа 32900 кДж/м³. Средний состав природного газа:

СН4 - 97,64%;

С2Н6 - 0,1%;

С3Н8 - 0,001%;

С4Н10 - отсутств.

С5Н12 - отсутств.

СО2 - 0,31%;- 1,95;

Н2S - следы.

Содержание конденсата составляет - от 0,035 до 0,055 см³/м³.

Продукты, получаемые на установке: газ осушенный (соответствует ОСТ 51.40-93) и конденсат нестабильный конденсат (ТУ 05751745-02-88).

Годовая производительность - 15 млрд м³/год

.3 Характеристика системы подготовки газа

Сбор газа от скважин на УКПГ-13 производится по коллекторно-кустовой схеме, которая позволяет существенно минимизировать затраты на строительство шлейфов и монтаж внутренних дорог. УКПГ-13 находится в составе комплекса действующих установок по осушке газа на сеноманской залежи Уренгойского месторождения.

На рисунке 5 изображена схема сбора газа на УКПГ-13.

Подготовка газа к дальнейшей транспортировке заключается в отделении из него (газа) воды, конденсата, и механических примесей с последующей его осушкой.

Природный газ подготавливается к дальнейшему транспорту следующим образом: куст - шлейф - ЗПА - ЦОГ - ДКС (II очереди) - УКПГ - ДКС (I очереди) - СОГ-МПК.

Подготовка на промысле газа должна обеспечить среднюю температуру точки росы по влаге Tр = минус 10°С (по ГОСТ 51.40-93).

Рис. 5 - Схема сбора газа на УКПГ-13

Характеристики УКПГ-13

         производительность установки - 15 млрд. м³/год;

         количество кустов скважин - 30;

         количество скважин (действующих) - 64;

         общее количество скважин - 77;

         осушка газа-диэтиленгликолевая, (концентрацияДЭГа - 99,1%);

         влагосодержание газа - не более 0,65 г./ст. м³;

         ингибитор гидратообразования - метанол (СН3ОН).

.4 Узел входа газа на установку комплексной подготовки

От скважин природный газ по шлейфам Ду = 150 с давлением Р = 5,43-5,45 МПа подается в газовые коллекторы Ду = 300, Ду = 500, по которым поступает в здания переключающей арматуры ЗПА-1, ЗПА-2.

В ЗПА происходит отключение кустов газовых скважин от дожимной компрессорной станции, перевод кустов на факел, переключение узлов ввода шлейфов с куста на куст.

Если необходимости продуть шлейф на факел, производится закрытие запорного крана Ду=300 на линии подачи сырого газа в общий коллектор диаметром 1000 мм и открытие крана Ду=300 подачи газа на факел.

Каждое крыло ЗПА предусматривает установку семи узлов ввода шлейфов и две панели распределения метанола (ПРМ) типа ПРГ-3, ИНГ.

Так же здесь производят распределение метанола по коллекторам (факельным и газовых скважин).

Метанол используют как в ингибитора гидратообразования. Во время транспортировки газа от кустов до УКПГ он охлаждается за счет теплообмена с окружающим грунтом. Так как газ полностью насыщен влагой (относительная влажность 100%), то при снижении температуры не исключена возможность гидратообразования.

Наиболее вероятно выпадение гидратов зимой.

Для предотвращения выпадение гидратов и устранения гидратных пробок предусматривается централизованная система подачи метанола.

Места подачи метанола:

         шлейфы;

         запорная арматура (на ЗПА-1 и ЗПА-2);

         факельный коллектор;

         входа технологических газопроводов.

Подача осуществляют со склада метанола через панели распределения ПРМ насосами Н-503, установленными на ЗПА.

Технологический корпус расположен на расстоянии 350 м от здания переключающей арматуры.

Из здания переключающей арматуры газ поступает в общий коллектор Ду=1000. Из коллектора газ после ДКС II очереди поступает в цех очистки газа (ЦОГ).

1.5 Цех очистки газа (ЦОГ)

ЦОГ служит для очистки газа перед входом его в первый цех ДКС от влаги и мех примесей.

Установка очистки газа предусматривает две ступени:

         I ступень: ступень сепарации (грубая очистка), служит для удаления из газа основного количества конденсата, пластовой и конденсационной воды в пылеуловителях ГП 554.00.000 производительностью 10-20 млн. м³/сут. (рабочее давление 6,3 МПа).

         II ступень это ступень тонкой очистки, в которой газот капельной влаги и мех примесей очищается в фильтрах-сепараторах "СМР".Производительность фильтров составляет 15,3 млн. м³/сут. Рабочее давление 7,6 МПа. Газ на фильтрах-сепараторах очищается с эффективностью от 90% до 100%.

Для того, что бы разделить воду и газовый конденсат, поступающие с I и II ступеней очистки, предусмотрено две разделительные емкости (рабочая и резервная). Из разделительной емкости конденсат и вода поступают:

         конденсат - на склад горюче смазочных материалов;

         вода - на очистные сооружения.

С учетом очень малого количества конденсата в пластовой воде, предусматривается возможность отводить пластовою воду с конденсатом, минуя разделительные емкости, сразу в емкость дегазации.

Рис. 6 - Принципиальная схема ЦОГ

.6 Осушка газа на установке комплексной подготовки

После прохождения очистки газ при помощи агрегатов ГПА-Ц-16,сжимается. После сжатия газ охлаждают до необходимой температуры на аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа. После, охлажденный газ подается на УКПГ. Далее газ по трубопроводам Ду=300 подается в технологический корпус по шести технологическим ниткам на установку осушки газа в два цеха. В каждой цех ведет три нитки. Эти шесть технологических линий работают одинаково. Ниже представлено описание работы одной из технологических линий.

Газ с давлением Р=4,5 МПа и температурой T=283°К и направляется в сепаратор С-20, 1через входной арматурный узел в (рис 7) . После сепаратора, газ поступает на теплообменник Т-202, где подогревается до температуры 290°К.

Дальше он попадает в абсорбера (нижняя часть). При увеличении или падении давления газа на входе, на управляющий комплекс УВК через ЭКМ подается, поле чего подается команда закрыть пневматические краны на входе газа в сепаратор и выходе газа из абсорбера, а так же команда открыть кран Ду=150 на свечу. На рисунке 4.3 представлена принципиальная схема осушки газа.

Рис. 7 - Схема осушки газа

На УКПГ-13 используются аппараты типа ГП 502 - 00.000 производительность которых составляет Q=10 млн. м /сут. Конструктивно аппарат представляет собой колонну диаметром 1800 мм и высотой 16600 мм, состоящую из трех секций: сепарации, абсорбции и улавливания гликоля. Зона сепарации расположена в нижней секции. Средняя и нижняя секции абсорбера разделяются полуглухой тарелкой, которая служит для накопления, контроля и сбора диэтиленгликоля, а так же и для одновременно прохода сырого газа в секцию осушки.

Секция осушки выполняется ступенчатой основе сетчатых тарелок. Над каждой из таких тарелок монтируется дополнительно сепарационная тарелка, состоящая шестидесятимиллиметровых центробежных элементов. В верхней сепарационной секции установлены фильтр-коагулирующие патроны и тарелка с шестидесятимиллиметровыми центробежными элементами.

После осушки газ поступаетна замерную диафрагму, после чего с давлением Р=4,5 МПа на ДКС первой очереди. На компрессорной станции газ компримируется и с давлением Р=5,6-6,0 МПа и температурой T=21 - 22°С, поступает в магистральный газопровод.

Расхода газа регулируют прирегулирующим штуцером "Клаус" Ду=300. Давление газа после штуцера контролируется при помощи манометра. Температуру контролируют ртутным термометром по месту.

Точку росы по влаге измеряют влагомером "Харьков-1М" типа ТТР-8.

2. Расчетная часть

2.1 Оборудование для очистки газа от механических примесей

Расчет производится по [13] и [2]

Исходные данные для расчета принимаем из (п 1.4, 1.5 ПЗ):

Среда, которая очищается - природный газ

Расход газа - 15 млрд. м³/год (суд = год/365= 15*109/365=41,1 млн. м3/сутки)

Температура газа - 283°К

Размер твердых частиц - 5 мкм

Расчетная плотность твердых частиц - 3000 кг/м³

Исходная концентрация частиц в потоке - 20 г/м³

Рабочее давление газа на входе в циклон - 5,45 МПа

Состав газа: СН4 - 97,64%;

С2Н6 - 0,1%;

С3Н8 - 0,001%;

С4Н10 - отсутств.

С5Н12 - отсутств.

СО2 - 0,31%;- 1,95;

Н2S - следы.

Согласно [2] ρн - плотность газа в нормальных условиях, кг/м³ определяется:

Относительная плотность по воздуху:

 = 0,732/1,293=0,566 кг/м3

.1.1 Выбор циклонного пылеуловителя

Выбор пылеуловителя производим согласно методики изложенной в [13] и [2].

Рис. 8. Расчетная схема пылеуловителя

Выбор типа пылеуловителей (ПУ) проводится исходя из суточной производительности, пропускной способности циклонных пылеуловителей по типам согласно табл. 2.03[13]и удельных металозатратах.

Оптимальное решение в обеспечении заданной продуктивности минимальным количеством аппаратов с максимальной степенью их загрузки. Общее количество ПУ должно быть не менее двух (рабочий и резервный). Если количество пылеуловителей составляет четыре и более, то резерв не нужен, так как допустимая перегрузка 33% позволяет компенсировать дефицит производительности. При количестве пылеуловителей менее четырех необходимо принять один резервный. После выбора ПУ по минимальным удельным металозатратм выполняют механический и гидравлический расчет выбранного типа.

.1.2 Технологический расчет циклонного пылеуловителя

Для правильного подбора пылеуловителя, необходимо произвести его технологический расчет.

По исходным данным принимаем пылеуловитель ГП 426.00.000 П. 2

Материал корпуса - сталь 09Г2С

Расчетное рабочее давление, МПа - 5,5

Диаметр аппарата - 1850 мм

Удельные металозатраты - 1533 кг/млн. м

Фракционная эффективность очистки - 80% (приразмер твердых частиц 5-10 мкм)

Суточная производительность равна 15*106 м3/сутки

Основные элементы циклонного пылеуловителя показаны на расчетной схеме 8 Для ГП -426 необходимое количество ПУ составляет:

 =  = 2,74 (1)

принимаем n = 3. Металозатраты пропорционально производительности составляют:  = 4599 кг / млн м³ (2) где g - удельные металозатраты.

.1.3 Расчетытолщиныстенок ПУ

Расчет толщины стенок производится для определения конструктивных размеров, которые будут учитываться при дальнейшем проектировании аппарата. В зависимости от рабочего давления, выбранного материала и размеров аппарата по результатам расчета подбирается необходимая минимальная толщина его стенок. При правильном подборе необходимых параметров себестоимость пылеуловителя можно существенно снизить. Расчет толщины днища и корпуса представлен ниже формулами 3 и 4.

Расчетднища:  (3)

 = 42,8 мм

Принимаем δдн= 43 мм.

Расчет корпуса:

 (4)

 = 38,8 мм

Принимаем δк = 39 мм.

где Рр - расчетное давление, МПа (Рабс=Ризб+Рбар= 0,1+0,1013=0,2013 МПа);в - внутренний диаметр корпуса, мм (для ГП - 426 = 1850 мм);в - радиус кривизны в вершине эллиптического днища, мм (равный dв);

φ - коэффициент прочности сварного шва (φ = 0,9);

σдоп - допускаемое напряжение для стали 09Г2С - (160 МПа);

С - прибавка на коррозию к расчетной толщины стенки (С = 2 мм);

С1 = 0,8 мм и С`1 = 0,9 мм - прибавка на минусовый допуск

С2 = 4,2 мм - прибавка, которая учитывает утоньшение при штамповке днища.

2.1.4 Расчет циклонной насадки

Циклоны используют для очистки газа при высоких давлениях. Так как циклоны не имеют движущихся частей, то надежность их эксплуатации достаточно высокая.

Принцип работы.

В основу принципа работы циклона положено вращательное движение запыленного газа, при котором появляются центробежные силы, которые действуя на частички пыли по направляют их к стенкам циклона.

Очищаются газыв циклонах при помощи двух винтообразных вихревых потоков - внешнего и внутреннего (рис. 9). Диаметр внешнего вихря равнодиаметру корпуса циклона, а диаметр внутреннего - диаметру выхлопной трубы.

Рис. 9 Принципиальная схема циклона: