Размещено на http://www.allbest.ru/

Повышение эффективности подготовки топливного газа



ВВЕДЕНИЕ

Объектом является дожимная компрессорная станция Мыльджинского ГКМ. Газокомпрессорная станция располагается на площадке, смежной с установкой подготовки нефти (УПН) Казанского НГКМ.

Мыльджинское -- газоконденсатное месторождение в Каргасокском районеТомской области в 470 километрах к северо-западу от Томска. В 1999 году в связи с планами «Газпрома» о расширении своей деятельности на Востоке России было принято решение о создании ОАО «Востокгазпром».Стержнем молодой компании стало ее дочернее газодобывающее предприятие - ОАО «Томскгазпром» Мыльджинское газоконденсатное месторождение, вошедшее в историю как газовый первенец Томской области, было введено в эксплуатацию 20 мая 1999 года. Первый добытый миллион кубометров газа положил начало новой странице в развитии экономики области. Если первыми были введены в эксплуатацию газоконденсатные месторождения, то на очереди те, которые относятся к числу нефтегазоконденсатных и нефтяных. 20 мая 2009 года введено в эксплуатацию Казанское нефтегазоконденсатное месторождение, что стало началом промышленной добычи нефти. Непосредственно на месте добычи газ превращается в товарную продукцию. Затем товарный газ, конденсат и смесь пропан-бутана технического отправляется к потребителям и переработчикам. компрессорный станция сепаратор насосный

Компрессорные установки (КУ) газокомпрессорной станции предназначены для сжатия попутного нефтяного газа, поступающего от УПН, для дальнейшего его транспортирования по межпромысловому газопроводу на установку комплексной подготовки газа Мыльджинского газоконденсатного месторождения. Газ от ГКС смешивается с газом от кустов скважин Мыльджинского ГКМ и поступает на установку комплексной подготовки газа (далее - УКПГ). Подготовка газа на УКПГ производится до параметров, определяемых требованиями ГОСТ 51.40-93 методом низкотемпературной сепарации. Осушенный газ по газопроводу - отводу Мыльджино - Вертикос подается в магистральный газопровод Александровское - Анджеро-Судженск. Отсепарированный газовый конденсат от УКПГ подается на установку деэтанизации и стабилизации конденсата (УДСК), где готовится до соответствующих параметров и подается по конденсатопроводу на Лугинецкое НГКМ.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географическая справка, рельеф

Томская область почти целиком лежит в юго-восточной части Западно-Сибирской равнины и занимает площадь 314,4 тыс. км 2. Сопредельные территории (регионы): Кемеровская, Омская, Новосибирская и Тюменская области, Красноярский край, Ханты-Мансийский округ Тюменской области. Рельеф области отличается исключительной равнинностью. Самая высокая точка Томской области: +274 м от уровня моря. Самая низкая точка: +34 м от уровня моря. Большую часть территории занимают леса, болота, реки и озера. Наиболее крупные реки - Объ, Томь, Чулым, Кеть, Васюган, Тым. Количество озер в Томской области достигает 95 тысяч, особенно их много в поймах рек. Крупнейшее озёро на территории Томской области - Мирное озеро расположено на плоском междуречье рек Чузик и Чижапка, (Парабельский район), площадью зеркала 18,4 кв. км. Возвышенное правобережье в меньшей степени заболочено и отличается лучшей заселенностью. Левобережье включает громадное Васюганское болото - (самое крупное болото в мире) - 53 тыс. кв. км.

1.2 Информация о климате

Расстояние между северной и южной границами по меридиану достигает почти 600 километров, поэтому климатические условия южных и северных районов заметно отличаются. Почти вся территория области находится в пределах таежной зоны. Климат умеренно-континентальный циклический, отличается значительными суточными и годовыми амплитудами, более длительным зимним периодом. Среднегодовая температура равна - 0,6 ⁰С, средняя июля + 18,1 ⁰С, января - 19,2 ⁰С. Климатические характеристики северной части области отличаются большей суровостью и продолжительностью зимнего сезона. Безморозный период составляет 100-105 дней. Осадки - 435 мм. Климат Томской области характеризуется как континентальный с тёплым летом и холодной зимой, равномерным увлажнением, довольно резкими изменениями элементов погоды в сравнительно короткие периоды времени (за несколько дней или даже часов). Местный климат, проявляется в виде многолетних средних состояний погоды, зависит от сложной циркуляции воздушных масс над Западно-Сибирской низменностью. Поверхность и открытость территории Томской области со всех сторон, кроме юго-востока, облегчает проникновение сюда воздушных масс Арктики, Атлантики и Средней Азии. Поэтому в циркуляционных процессах над Западной Сибирью во все времена года участвуют арктические и умеренные воздушные массы, а летом также и тропические. Воздушные массы переносятся в системе циклонов и антициклонов, что приводит к неустойчивости погоды в пределах области и значительным колебаниям её от года к году.



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основное и вспомогательное оборудование

Таблица 1. Технологические показатели КС по попутному нефтяному газу

Производительность КС по газу, млн. нмі/сут.	Давление газа на входе (абс.), кгс/см2	Температура газа на входе, єС	Давление газа на выходе (абс.), кгс/см2	Температура газа на выходе, єС
1,441	4…5	4…20	99	Не выше 30

Газ месторождения не содержит вредных примесей. Компонентный состав газа представлен в таблице 2.

Таблица 2. Состав компримируемого газа

Компонент	Содержание, % мольн.
СH4	77,3…79,2
С2H6	5,9
С3H8	7,9…5,9
i-С4H10	1,9
n-С4H10	2,7…2,4
i-С5H12	0,5…0,7
n-C5H12	0,5…0,6
С6H14+	Следы…0,7
N2	1,8…1,9
CO2	1,3…0,6
H2O	0,20
Мол.масса	22,16…21,95
Плотность при ст.усл.,кг/м3	0,922…0,913



2.2 Описание технологической схемы КС

Попутный нефтяной газ от УПН по трубопроводу Ду 500 с давлением (4…5) кгс/см² поступает на площадку КС через узел подключения. В узле подключения осуществляется редуцирование давления газа регуляторами РД1.1, РД1.2 (один рабочий с пневмоприводом, один резервный с ручным приводом) в случае увеличения давления свыше 5 кгс/см².

Далее газ направляется на площадку фильтр-сепараторов ФС1, ФС2 (один рабочий, один резервный), где производится улавливание возможных жидкостных пробок, поступающих с газом, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей.

После очистки в фильтр-сепараторе газ через входной коллектор поступает на вход компрессорных установок КУ1…КУ3 (две рабочие, одна резервная). На входном трубопроводе каждой КУ устанавливаются ручные отключающие краны с байпасом.

Поступая в блок КУ по трубопроводу Ду 500, газ через отключающий кран Кр1 с пневмоприводом направляется во входной сепаратор С1, где происходит окончательное отделение капельной влаги и возможных механических примесей. Далее газ подаётся во всасывающий трубопровод компрессора.

После первой ступени компримирования К1 газ поступает в аппарат воздушного охлаждения (АВО) ВХ1, где охлаждается потоком воздуха. Затем охлаждённый газ подаётся во входной сепаратор второй ступени компримирования С2 для отделения влаги, выделившейся после охлаждения в ВХ1.

Далее газ поступает на вторую ступень компримирования К2, после которой проходит АВО газа ВХ2 и входной сепаратор третьей ступени компримирования С3.

Затем газ проходит третью ступень компримирования К3, охлаждается в ВХ3 до температуры 30 °С и подаётся в концевой сепаратор С4, после чего через обратный клапан и отключающий кран с пневмоприводом Кр2, установленные внутри блока КУ, с давлением 99 кгс/см² по трубопроводу Ду 100 направляется в общий выходной коллектор.

На входе и выходе цилиндров компрессора каждой ступени компримирования предусматриваются депульсаторы Д1.1, Д1.2, Д2.1, Д2.2, Д3.1, Д3.2, предназначенные для сглаживания пульсаций газа во входных и выходных трубопроводах компрессора в процессе компримирования газа.

На выходном трубопроводе каждой КУ установлено замерное устройство (ЗУ1.1…ЗУ1.3) для технологического замера расхода газа через каждую КУ, имеющее отключающие и байпасный кран с ручным приводом

Скомпримированный газ от КУ по общему коллектору Ду 150 поступает в блок замера и далее в межпромысловый газопровод Ду 250 для транспорта на УКПГ Мыльджинского ГКМ.

Жидкость, выделившаяся в фильтр-сепараторах ФС1, ФС2, а также во входных сепараторах С1 компрессорных установок, представляющая собой пластовую воду с примесями углеводородов, через регулирующие клапаны самотёком поступает в дренажную ёмкость Е1. Из ёмкости Е1 жидкость полупогружным насосным агрегатом откачивается и подаётся через узел подключения по внеплощадочному трубопроводу Ду 80 на УПН в отстойник нефти. В узле подключения предусмотрен замер подаваемой на УПН жидкости. Возможна откачка жидкости из Е1 в автоцистерну.

Жидкость, выделившаяся в сепараторах С2, С3 и С4 КУ после первой, второй и третьей ступеней компримирования, через регулирующие клапаны с давлением (6…12) кгс/см² поступает в разделитель жидкости Р.

В разделителе Р происходит разделение отсепарированной жидкости на широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ) и пластовую воду. ШФЛУ через регулятор уровня отводится в буферную ёмкость БЕ, где также поддерживается давление (6…12) кгс/см².

Вода пластовая из разделителя Р через регулятор уровня отводится в дренажную ёмкость Е1.

Из буферной ёмкости ШФЛУ подаётся в блок-бокс насосной, после которого с давлением 99 кгс/см² направляется в трубопровод скомпримированного газа для транспортировки совместно с газом на УКПГ Мыльджинского ГКМ. Предусматривается две точки подачи ШФЛУ в газопровод через форсунки - до узла замера и после него.

На период проведения ремонтных работ предусматривается подача ШФЛУ на УПН в отстойник нефти, минуя разделитель. При проведении ремонтных работ опорожнение фильтр-сепараторов, сепараторов КУ, разделителя Р и буферной ёмкости БЕ производится в дренажную ёмкость Е1.

Сброс газа из внеплощадочных трубопроводов и трубопроводов КС осуществляется через краны Кр17.1, Кр17.2, Кр18.1, Кр40 с пневматическими приводами в факельный сепаратор СФ, и далее на существующую факельную установку УПН. Сбросы газа от аппаратов и оборудования КС направляются также на факел. После факельного сепаратора на факельном коллекторе предусмотрен замер газа, сбрасываемого на факел (ЗУ3).

Сбросы газа от предохранительных клапанов разделителя Р и ёмкости накопительной БЕ объединяются и далее направляются по отдельному трубопроводу до факельного сепаратора, где они объединяются с трубопроводом сброса газа от предохранительных клапанов установки подготовки топливного газа и КУ.

Сбросные трубопроводы от предохранительных клапанов компрессорной установки и трубопровод сброса газа из обвязки компрессорного агрегата объединены внутри блока КУ. Предохранительные клапаны установлены после каждой ступени сжатия. Опорожнение компрессорного агрегата от газа осуществляется через кран Кр5 с пневмоприводом, установленный на выходном трубопроводе газа перед концевым сепаратором С4. На входном трубопроводе топливного газа в КУ также установлен предохранительный клапан, от которого предусматривается отдельный трубопровод сброса газа. Газ из обвязки и от предохранительных клапанов КУ также подаётся для сжигания на факел УПН.

Перед факельным сепаратором трубопроводы газа от всех предохранительных клапанов КС объединяются в общий коллектор.Жидкость, выделившаяся в факельном сепараторе, поступает в дренажную ёмкость факельной системы ЕФ. Факельный сепаратор работает с «сухим» дном. Из ёмкости ЕФ жидкость полупогружным насосным агрегатом откачивается в ёмкость дренажную Е1. Возможна откачка жидкости из ЕФ в автоцистерну.

Схема подключения компрессорных агрегатов - параллельная, коллекторная, каждый агрегат имеет отключающую арматуру, расположенную внутри укрытия КУ.

Для нормальной работы компрессорных агрегатов к ним подводятся:

? топливный газ от установки подготовки топливного газа (УПТГ);

? сжатый воздух от ресивера.

Для ремонтных нужд предусматривается подача азота от ресивера азота.

Подача газа на установку подготовки топливного газа осуществляется из нескольких источников. Основным источником является скомпримированный газ после компрессорных установок, до подачи в него ШФЛУ. На первый пуск КС газ отбирается из межпромыслового трубопровода, который заполняется со стороны УКПГ Мыльждинского ГКМ осушенным газом. Для пуска КС после остановки используется скомпримированный попутный нефтяной газ из межпромыслового трубопровода.

В начало факельного коллектора КС предусмотрена подача продувочного газа, в качестве которого используется нефтяной попутный газ из входного коллектора КУ. Регулирование и замер продувочного газа осуществляется в блоке замера, непосредственно перед подачей его в факельный коллектор В случае прекращения поступления продувочного газа предусматривается автоматическая подача азота в начало факельного коллектора.

Для обеспечения вывода КС на режим, а также для предотвращения образования гидратов при транспорте газа на УКПГ Мыльджинского ГКМ, предусматривается подача метанола от насосной метанола в технологические трубопроводы газа в нескольких точках: перед АВО газа после каждой ступени компримирования; до и после блока замера газа. Метанол подаётся через блоки подачи метанола (БПМ), которые обеспечивают замер и регулирование расхода метанола, а также оснащены запорным и обратным клапанами.

Основные технологические решения КС

В состав основных технологических сооружений КС входят следующие сооружения и системы:

? узел подключения;

? площадка фильтр-сепараторов;

? компрессорные установки;

? площадка емкостей;

? блок-бокс насосной;

? блок замера;

? установка подготовки топливного газа;

? дренажная система;

? факельная система;

Внутриплощадочные и внеплощадочные сети. Узел подключения

Узел подключения КС предназначен для отключения компрессорной станции от УПН при плановых остановках, при аварийной ситуации, длярегулирования давления газа, поступающего на вход КС, а также для замера жидкости, перекачиваемой на УПН. Предусмотрен автоматический сброс газа из трубопроводов КС и из входного трубопровода газа на факел в аварийной ситуации. Узел подключения размещается в неотапливаемом укрытии для защиты от атмосферных осадков.

Площадка фильтр-сепараторов

Фильтр-сепараторы ФС1, ФС2 (один рабочий, один резервный) предназначены для очистки нефтяного попутного газа, поступающего от УПН, от капельной жидкости и мехпримесей, а также для улавливания жидкостных пробок.

Фильтр-сепараторы располагаются на открытой площадке, расположенной в бетонном каре.

Фильтр-сепараторы поставляются в комплекте с опорами, площадками обслуживания, заводской теплоизоляцией и защитным покрытием, поворотными заглушками на всех штуцерах, кроме штуцеров уровнемеров, приборами КИПиА. Аппараты оснащены электрообогревом накопительной части.

Проектом предусматривается оснащение фильтр-сепараторов обвязкой сброса жидкости и газа, выполняющей следующие функции:

? автоматический контроль уровня жидкости в аппарате и автоматическое отведение её в дренажную ёмкость Е1;

? сброс газа из сепаратора в аварийной ситуации на факел; сброс жидкости из сепаратора в аварийной ситуации в дренажную ёмкость Е1.

Для проведения ремонтных работ и обслуживания аппаратов на площадку подводится трубопровод азота.

Характеристика фильтр-сепараторов приведена в таблице3.

Компрессорные установки

На КС предусматривается установка компрессорных агрегатов с поршневым компрессором Ariel JGZ/6 с газопоршневым двигателем Caterpillar G3616.

В состав компрессорной установки входят следующие основные блоки и оборудование:

? поршневой компрессор Ariel JGZ/4 с буферными емкостями (депульсаторами) всасывания и нагнетания;

? газопоршневой двигатель Caterpillar G3616 TALE с пневматическим стартером, с системой смазки, включающей масляные насосы, подогреватель масла, фильтры и холодильники, индикатор уровня масла в картере компрессора;

? входные сепараторы на каждую ступень сжатия, концевой сепаратор, оснащённые системой автоматического контроля уровня жидкости, пневматическим сбросным клапаном, выключателем по превышению предельного уровня жидкости;

? аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа (межступенчатые и концевой) и АВО охлаждающей жидкости газового двигателя;

? система управления и мониторинга;

? запорная и регулирующая арматура с пневматическим и ручным приводами: отключающие краны на входе и выходе КУ, предохранительные клапаны на нагнетательной линии после каждой ступени сжатия, автоматический байпасный пусковой клапан, продувочный клапан, обратный клапан на линии нагнетания;

быстровозводимое здание ангарного типа с системами отопления, вентиляции, контроля загазованности, пожарообнаружения, грузоподъёмнымустройств.

Габаритные размеры и масса КУ, будут уточнены поставщиком на стадии выполнения рабочей документации.

Всё технологическое оборудование компрессорной установки, включая запорную арматуру входа/выхода газа, кроме АВО, монтируется на раме-маслобаке, которая устанавливается в здании.

Аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа (межступенчатые и концевой) и АВО охлаждающей жидкости газового двигателя устанавливаются на отдельном фундаменте за пределами укрытия, рядом с компрессорным агрегатом. АВО газа первой и второй ступеней сжатия объединены в один общий блок АВО1, АВО газа третьей ступени сжатия и АВО охлаждающей жидкости двигателя объединены в общий блок АВО2.

Регулирование производительности КУ от 75 до 100 % осуществляется следующими способами:

? частотой вращения двигателя;

? уменьшением «мёртвого» пространства цилиндров компрессора.

Площадка емкостей

На площадке емкостей располагается разделитель жидкости Р и ёмкость накопительная ШФЛУ (буферная ёмкость) БЕ.

Разделитель Р предназначен для разделения жидкости, поступающей от сепараторов КУ, на широкую фракцию лёгких углеводородов и пластовую воду. В разделителе поддерживается давление (6…12) кгс/см^2. Буферная ёмкость предназначена для накопления ШФЛУ перед подачей её на вход насосов ШФЛУ, размещаемых в блок-боксе насосной. Давление в буферной ёмкости поддерживается также в пределах (6…12) кгс/см² Площадка емкостей предусматривается в виде открытой площадки, расположенной в бетонном каре.

Разделитель и буферная ёмкость поставляются в комплекте с опорами, площадками обслуживания, заводской теплоизоляцией и защитным покрытием, поворотными заглушками на всех штуцерах, кроме штуцеров уровнемеров, приборами КИПиА. Аппараты оснащены электрообогревом.

Проектом предусматривается оснащение разделителя обвязкой сброса жидкости и газа, выполняющей следующие функции:

? автоматический контроль уровня жидкости в аппарате и автоматическое отведение пластовой воды в дренажную ёмкость Е1, а ШФЛУ - в буферную ёмкость БЕ;

? автоматическое поддержание давления газа в разделителе в заданных пределах;

? сброс газа из аппарата в аварийной ситуации на факел;

? сброс жидкости из аппарата в аварийной ситуации в дренажную ёмкость Е1.

Обвязкой сброса жидкости и газа буферной ёмкости предусматривается выполнение следующих функций:

? автоматический контроль уровня жидкости в аппарате;

? автоматическое поддержание давления газа в ёмкости в заданных пределах;

? сброс газа из аппарата в аварийной ситуации на факел;

? сброс жидкости из аппарата в аварийной ситуации в дренажную ёмкость Е1.

На разделителе и буферной ёмкости также предусматривается установка блоков предохранительных клапанов с переключающими устройствами. Предусматривается электрообогрев блоков клапанов.

Для проведения ремонтных работ и обслуживания аппаратов на площадку подводится трубопровод азота.

Блок-бокс насосной

Блок-бокс насосной предназначен для откачки ШФЛУ из ёмкости накопительной БЕ в межпромысловый газопровод.

Блок-бокс представляет собой изделие полной заводской готовности, с установленным в нём технологическим оборудованием, трубопроводами, системами вентиляции, отопления, газо- и пожарообнаружения, пожаротушения.

В блок-боксе располагаются три мембранных дозировочных насоса (два рабочих, один резервный), производительностью 1 м³/ч каждый, с давлением нагнетания 10,0 МПа. Насосы подключены к общему коллектору параллельно друг другу. Перед насосами установлены фильтры (один рабочий, один резервный), после насосов установлены депульсаторы, предохранительные, обратные клапаны и счётчики жидкости (один рабочий, один резервный).

Для вывода насосных агрегатов на режим на выходе каждого из них предусматривается линия сброса жидкости в буферную ёмкость БЕ с установленными на линии регулятором давления и запорной арматурой.

Для проведения ремонтных работ и обслуживания насосов в блок-бокс подводится трубопровод азота, на входе и выходе каждого электронасосного агрегата предусматриваются поворотные заглушки.

Блок замера

Блок замера предназначен для технологического замера скомпримированного газа перед подачей его в межпромысловый газопровод. Также в блоке замера производится регулирование расхода и замер продувочного газа и азота, подаваемых в начало факельного коллектора.

Блок замера размещается в блок-боксе, который представляет собой изделие полной заводской готовности, с установленным в нём технологическим оборудованием, трубопроводами, системами вентиляции, отопления, газо- и пожарообнаружения.

На выходе блока предусматривается пробоотборное устройство для лабораторного контроля качества газа, подаваемого в межпромысловый газопровод.

Установка подготовки топливного газа

Установка подготовки топливного газа (УПТГ) предназначена для очистки и подготовки топливного газа перед подачей его в двигатели компрессорных установок.

УПТГ размещается в блок-боксе, который представляет собой изделие полной заводской готовности, с установленным в нём технологическим оборудованием, трубопроводами, системами вентиляции, отопления, газо- и пожарообнаружения, грузоподъёмными устройствами.

На вход УПТГ газ подаётся из двух источников:

? из коллектора скомпримированного газа после компрессорных установок, до подачи в него ШФЛУ;

? из межпромыслового трубопровода.

Основным источником является скомпримированный газ после КУ. На первый пуск КС газ отбирается из межпромыслового трубопровода, который заполняется со стороны УКПГ Мыльждинского ГКМ осушенным газом.

На входе УПТГ предусматривается фильтр, предназначенный главным образом для очистки газа из межпромыслового трубопровода при первом пуске КС.

В УПТГ предусмотрен 100 % резерв основного технологического оборудования, автоматическое переключение рабочей и резервной линий, защита от превышения требуемого давления. После подготовки топливный газ замеряется.

Для подготовки топливного газа в УПТГ предусматривается подача метанола.

Качество топливного газа для газопоршневого привода должно удовлетворять требованиям производителя двигателя. Общая рекомендация для подготовки газа:

? теплотворная способность не более 41 МДж/нм³;

? метановое число, рассчитанное по программе Caterpillar GERP, не менее 60.

Для проведения ремонтных работ и обслуживания оборудования в блок-бокс УПТГ подводится трубопровод азота, на штуцерах сепарационного оборудования предусматриваются поворотные заглушки.

Подогрев топливного газа предусматривается в теплообменнике жидкость-газ. В качестве теплоносителя используется горячая вода от котельной УПН. На случай отключения котельной в УПТГ предусматривается индукционный нагрев теплоносителя.

На выходе УПТГ производится замер подготовленного топливного газа.

Дренажная система

Дренажная система предназначена для планового и аварийного опорожнения технологических аппаратов, емкостей, оборудования, а также для приёма жидкости от фильтр-сепараторов, разделителя Р, входных сепараторов первой ступени компримирования компрессорных установок и ёмкости дренажной факельной системы в нормальном режиме. Дренажная система КС состоит из подземной ёмкости Е1 с полупогружным центробежным насосным агрегатом.

Ёмкость Е1 предназначена для приёма стоков и слива жидкости из аппаратов, а также для приёма пластовой воды от фильтр-сепараторов ФС, входных сепараторов КУ и разделителя Р при нормальной работе. В ёмкости установлен подогреватель для поддержания температуры жидкости не ниже +5 °С. В качестве теплоносителя для обогрева ёмкости используется горячая вода от котельной УПН.

Ёмкость Е1 поставляется в комплекте с опорами, заводской теплоизоляцией, приборами КИПиА, обогревающим устройством и насосным агрегатом. Предусматривается поставка также запасного электронасосного агрегата.

В ёмкости всегда поддерживается свободный объём не меньше, чем необходимо для приёма жидкости от аппаратов в аварийной ситуации. Откачка жидкости из ёмкости производится на первую ступень сепарации УПН. Возможна откачка жидкости в передвижную автоцистерну.

Над ёмкостью устанавливается неотапливаемое укрытие для двигателя насосного агрегата и арматуры.

Факельная система

Факельная система предназначена для сжигания сбросов газа при аварийных ситуациях и плановых остановках оборудования КС. В состав факельной системы КС входят:

? площадка факельного сепаратора;

? ёмкость дренажная факельной системы;

? факельные трубопроводы.

Для сжигания сбросов газа предусматривается использование существующей факельной установки высокого давления УПН, на которой в настоящее время производится сжигание попутного нефтяного газа.

Площадка факельного сепаратора представляет собой открытую обордюренную площадку с установленным на ней факельным сепаратором СФ. Сепаратор факельный поставляется в комплекте с опорами, заводской теплоизоляцией и защитным покрытием, поворотными заглушками на всех штуцерах, кроме штуцеров уровнемеров, приборами КИПиА. Аппарат оснащён электрообогревом.

Для проведения ремонтных работ и обслуживания аппарата на площадку подводится трубопровод азота.

СФ работает «с сухим дном» и вся жидкость, выделяющаяся при сбросе газа на факел, сразу поступает в дренажную ёмкость факельной системы ЕФ.

Ёмкость ЕФ предназначена для приёма жидкости от факельного сепаратора и рассчитана на давление факельного сепаратора 0,6 МПа. В ёмкости установлен подогреватель для поддержания температуры жидкости не ниже +5 °С. В качестве теплоносителя для обогрева ёмкости используется горячая вода от котельной УПН.

ЕФ поставляется в комплекте с опорами, заводской теплоизоляцией, приборами КИПиА, обогревающим устройством и насосным агрегатом.

Откачка жидкости из ёмкости производится в дренажную ёмкость Е1. Возможна откачка жидкости в передвижную автоцистерну.

Над ёмкостью устанавливается неотапливаемое укрытие для двигателя насосного агрегата и арматуры.

Для замера количества сбрасываемого на сжигание газа после факельного сепаратора предусматривается узел замера газа.

Трубопроводы сброса газа от оборудования с высоким давлением (99 кгс/см²) объединяются перед факельным сепаратором в общий трубопровод, на котором предусматривается дроссельная шайба для снижения давления газа перед факельным сепаратором и для предотвращения передавливания сбросов от аппаратов с меньшим давлением.

В начало факельного коллектора предусматривается постоянная подача продувочного газа, в качестве которого используется нефтяной попутный газ из входного коллектора КУ. Продувочный газ в факельный коллектор подаётся в узле замера.

При прекращении поступления продувочного газа в факельную систему предусмотрена автоматическая подача азота от ресивера азота.

Трубопроводы сброса газа от предохранительных клапанов разделителя Р, ёмкости накопительной ШФЛУ БЕ, установки подготовки топливного газа объединяются в общий коллектор перед факельным трубопроводом. Предусматривается электообогрев и теплоизоляция данных трубопроводов.

Трубопроводы сброса газа от предохранительных клапанов КУ и сброса газа КУ объединены внутри укрытия КУ.

Трубопроводы сброса газа на факел подлежат теплоизоляции до и после факельного сепаратора.

Внутриплощадочные сети

Прокладка внутриплощадочных сетей предусматривается надземно на эстакадах.

Основные площадки и технологические блоки имеют пневмоприводную арматуру, отключающую оборудование дистанционно и в автоматическом режиме в случае возникновения аварийных ситуаций.

В случае аварийной остановки КС предусматривается опорожнение внутриплощадочных трубопроводов КС через пневмоприводные краны на факел.

Для перспективного подключения установки подготовки газа без остановки производства на трубопроводе скомпримированного газа перед блоком замера предусматривается устройство ответвлений с установкой на них двух кранов со свечой между ними и дренажным патрубком.

В качестве запорных органов на основных технологических линиях предусматриваются шаровые краны производства ОАО «Тяжпромарматура» с ручным приводом и с пневмоприводом. На трубопроводах жидкости - задвижки фланцевые с ручным приводом и краны ОАО «Тяжпромарматура» с пневмоприводом.

В качестве приводов запорной и регулирующей арматуры на компрессорной станции применяются пневмоприводы, работающие на воздухе с давлением 1,0 МПа, который подаётся по системе трубопроводов воздуха от воздухосборников станции воздушно-азотной.

Для подачи метанола в технологические трубопроводы предусматривается использование блоков подачи метанола (БПМ), располагаемых в непосредственной близости от точки подачи. БПМ поставляются в обогреваемых шкафах.

Все технологические трубопроводы КС подлежат теплоизоляции, за исключением трубопроводов метанола, воздуха и азота.

Предусматривается электрообогрев трубопроводов жидкости после сепараторов, пластовой воды, дренажа, масла, трубопроводов газа от предохранительных клапанов до сепаратора факельного.

Предусматривается электрообогрев запорной и регулирующей арматуры, предохранительных клапанов, расположенных на открытых площадках, вне блок-боксов.

Дренажный трубопровод масла прокладывается подземно в теплоизоляции с электрообогревом.

Тепловая изоляция надземных трубопроводов предусмотрена матами прошивными теплоизоляционными из базальтового холста МПБ-50/СТ2 в обкладке из ткани стеклянной толщиной (50-80) мм, покровный слой тепловой изоляции предусмотрен из стали оцинкованной ОБЦ-ПН-НО ГОСТ 19904-90/ОН-Кр-2 ГОСТ 14918-80* толщиной 0,5 мм.

Измерительные точки в теплоизоляции (лючки) на надземных технологических трубопроводах устанавливаются на отводах, прямолинейных участках трубопроводов, тройниках, в местах установки опор. На прямолинейных участках трубопроводов и тройниках лючки устанавливаются в вертикальном и поперечном направлениях к оси трубы, а в местах установки опор - в вертикальной точке трубы и на нижней образующей трубы вдоль оси на расстоянии (150…200) мм от границы ложемента в обе стороны от опоры и на ширину ложемента.

Тепловая изоляция подземных участков дренажных трубопроводов предусматривается полуцилиндрами и сегментами из материала «ПЕНОПЛЭКС» по ТУ 5767-001-01297858-02, покровный слой - лента полиэтиленовая «Полилен-МВ» по ТУ 51-00158623-34-95 в два слоя.

Внеплощадочные сети

Прокладка внеплощадочных сетей предусматривается надземно на эстакадах. Внеплощадочные сети прокладываются между территорией КС и УПН и включают в себя трубопроводы попутного нефтяного газа от УПН, газа на факел и дренажа от КС.

В случае аварийной остановки КС предусматривается опорожнение внеплощадочных трубопроводов КС через пневмоприводные краны на факел.

Трубопроводы попутного нефтяного газа и дренажа подлежат теплоизоляции. Предусматривается электрообогрев трубопровода дренажа.

Тепловая изоляция надземных трубопроводов предусмотрена матами прошивными теплоизоляционными из базальтового холста МПБ-50/СТ2 в обкладке из ткани стеклянной толщиной (50-80) мм, покровный слой тепловой изоляции предусмотрен из стали оцинкованной ОБЦ-ПН-НО ГОСТ 19904-90/ОН-Кр-2 ГОСТ 14918-80* толщиной 0,5 мм.

На территории УПН предусматривается автоматическое переключение электроприводных кранов Кр101, Кр102 с целью подачи газа на факел и отключения подачи газа на КС при аварийной остановке КС. Обоснование количества и типов вспомогательного оборудования

Станция воздушно-азотная

Для обеспечения сжатым воздухом и газообразным азотом потребителей КС предусматривается строительство станции воздушно-азотной, в состав которой входят:

? блочная воздушно-азотная станция БА;

? ёмкость для азота В1.1;

? воздухосборники В2.1…В2.3.

Станция воздушно-азотная в блочном исполнении полной заводской готовности предназначена для производства сжатого воздуха и производства газообразного азота из атмосферного воздуха на основе мембранных газоразделительных модулей.

В комплект блочной воздушно-азотной станции входят:

? блок-контейнер;

? винтовой компрессор (один рабочий, один резервный);

? мембранный газоразделительный блок;

? оборудование для подготовки (осушки) сжатого воздуха;

? системы контроля и управления установкой.

Проектные решения станции воздушно-азотной обеспечивают проведение следующих технологических операций:

? производство сжатого воздуха с давлением 1,3 МПа;

? очистка и осушка сжатого воздуха до 1 класса по ГОСТ 17433-80 (точка росы минус 60 °С);

? хранение сжатого осушенного воздуха в воздухосборниках В2.1…В2.3;

? регулирование давления воздуха на выходных линиях регуляторами РДв1.1 (РДв1.2 - ручной резервный) и РДв2.1 (РДв2.2 - ручной резервный) и подача его потребителям КС;

? производство газообразного азота 2 сорта по ГОСТ 9293-74 с давлением 1,0 МПа;

? хранение газообразного азота в ёмкости для азота В1.1 и выдача его на технологические и ремонтные нужды.

Сжатый осушенный воздух после регулятора РДв1.1 (РДв1.2) с давлением 1,2 МПа применяется в качестве рабочего тела для пневмостартеров компрессорных установок. Воздух после регулятора РДв2.1 (РДв2.2) с давлением 1,0 МПа подаётся к пневмоприводам запорно-регулирующей арматуры КС, в том числе и к приводам арматуры компрессорных установок, находящейся в укрытиях.

Газообразный азот технический применяется для:

? продувки технологических трубопроводов и оборудования перед ремонтом;

? подачи в качестве затворного газа в факельную систему КС при прекращении подачи продувочного газа;

? предотвращения выбросов в атмосферу легких углеводородов и обеспечения взрывопожаробезопасности резервуаров метанола путём подачи его в верхнюю часть резервуаров.

Ёмкость для азота В1.1 и воздухосборники В2.1…В2.3 размещены на открытой огороженной площадке, рядом с блочной станцией воздушно-азотной.

Для защиты от превышения давления емкостей хранения воздуха и азота на них установлены предохранительные клапаны.

Системы автоматизации блочной воздушно-азотной станции обеспечивают непрерывную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Допускается круглосуточная эксплуатация станции на номинальном режиме.

Маслоснабжение КС

Масло для обеспечения компрессорных установок поступает на территорию Казанского НГКМ в таре.

Основной запас масла хранится на открытой площадке, на территории склада ТМЦ. На площадке КС предусматривается расходный склад масел в таре на 30 бочек, размещаемый в блок-боксе.

Для смазки цилиндров компрессора применяется масло техническое MobileGlygoyle 220 (ISO 220 PAG). Для смазки двигателя и базы компрессора применяется масло техническое CAT NGEO 40.

Проектные решения маслоснабжения компрессорных установок предусматривают следующие технологические операции:

? подача чистого масла по сортам из бочек в систему смазки компрессорных установок бочковыми винтовыми насосами;

? очистка масла по сортам от воды и абразивных примесей аварийный слив масла, слив отработанного масла из баков компрессорных установок в емкость для аварийного слива масла Е4;

? откачка масла из ёмкости для аварийного слива Е4 в автоцистерны.

При получении некачественного масла перед подачей масла в расходные баки компрессорных установок производится очистка масла от воды и механических примесей.

Для очистки каждого сорта масла предусматриваются передвижные стенды очистки масла СОГ 932 КТ1, которые обеспечивают очистку масла до содержания воды до 0,05 %, степень очистки масла от абразивных загрязнений до 3-6 класса чистоты по ГОСТ 17216-2001.

Для перевозки бочкотары в складе масел предусматривается специальная тележка-штабелёр.

Узел приёма и подачи метанола

Узел приёма и подачи метанола предназначен для приёма, хранения и подачи метанола в межпромысловый газопровод и в установку подготовки топливного газа в качестве ингибитора гидратообразования, а также для подачи метанола в технологический процесс (перед АВО газа) в период выхода КУ на режим.

Объём закачки метанола в трубопровод скомпримированного газа зависит от состава газа и его влагонасыщенности, а также от режима работы сепарационного оборудования КС.

Давление нагнетания насосов для метанола принято из расчёта рабочего давления межпромыслового газопровода.

? Технологическая схема узла приёма и подачи метанола представлена на чертеже 1. Проектные решения обеспечивают выполнение следующих технологических операций: приём метанола из автоцистерн в резервуары для метанола Рв1.1, Рв1.2;

? подача метанола в технологический процесс насосами Н1.1…Н1.3 (один рабочий, один резервный, один в ремонте);

? слив остатка метанола и промывочной воды из фильтров, резервуаров и трубопроводов в ёмкость для аварийного слива метанола Е3;

? откачка в автоцистерну из ёмкости Е3;

? учёт метанола при поступлении в резервуары для метанола Рв1.1, Рв1.2 счётчиком СЧ2;

? замер подачи метанола в технологический процесс расходомером массовым СЧ1;

? подача азота для продувки трубопроводов перед ремонтом, в резервуары метанола перед их заполнением.

Подвод азота к трубопроводам производится с помощью съёмных гибких шлангов, отвод производится через продувочные свечи в атмосферу.

Для приёма метанола из автоцистерн предусмотрена площадка для слива метанола с твёрдым покрытием и с уклоном к дождеприёмнику. По периметру площадки предусмотрен бордюр высотой 0,15 м. На площадке, в нише - сливное устройство, состоящее из сливной быстроразъёмной муфты, огнепреградителя, запорного крана. Рядом с площадкой предусматривается колодец с задвижками для отключения трубопровода аварийного пролива от дождеприёмника.

Приём метанола производится в соответствии с «Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах добычи, транспорта и ПХГ ОАО «Газпром». Резервуары для метанола Рв2.1, Рв2.2 располагаются надземно в железобетонном каре.

Перед заполнением резервуаров метанола для предотвращения выбросов в атмосферу паров метанола Рв1.1, Рв1.2 заполняются газообразным азотом.

Сбор аварийных проливов метанола, опорожнение трубопроводов, слив метанола из фильтров осуществляется в ёмкость Е3, оборудованную электронасосным агрегатом Н3 во взрывозащищённом исполнении и дыхательным клапаном с огнепреградителем.

По мере накопления метанол из ёмкости Е3 откачивается в автоцистерну и отправляется на утилизацию.

Насосная метанола БН1 представляет собой блок-бокс полной заводской готовности.

Самовсасывающий центробежный насос Н2.1, расположенный в насосной метанола, предназначен для перекачки метанола из автоцистерн в резервуары для метанола Рв1.1, Рв1.2. На напорном трубопроводе самовсасывающего насоса предусмотрен счётчик СЧ2 для замера метанола при поступлении.

На напорных линиях подачи метанола у насосов дозировочных Н1.1…Н1.3 предусмотрены:

? предохранительные клапаны для защиты системы от превышения давления;

? пневмогидроаккумуляторы для выравнивания пульсаций давления;

? клапаны запорные;

? расходомер массовый.

Автоматическое регулирование количества подачи метанола в технологический процесс производится изменением производительности насосов путем настройки частотных преобразователей и подачи метанола через расходомер массовый СЧ1.

Предусмотрен перепуск избыточного количества метанола во всасывающий трубопровод через регулирующий клапан К4. Для выполнения ремонтных работ внасосной метанола предусматривается таль ручная грузоподъемностью 0,5 т и съёмные панели блок-бокса.

Электростанция дизельная аварийная

Аварийное электроснабжение компрессорной станции запроектировано от дизельной электростанции ДЭУ-50.3РК-М, смонтированной в блок-боксе полной заводской готовности.

Для обеспечения работы аварийной электростанции в течение десяти суток, из расчёта расхода топлива 13 кг/ч предусмотрен горизонтальный резервуар для дизельного топлива Рг1.1. Расположение резервуара наземное в железобетонном каре.

Закачка топлива в резервуар осуществляется насосом автоцистерны, в расходный бак дизельной электростанции - насосом, установленным в блок-боксе дизельной электростанции.

Резервуар для дизельного топлива Рг1.1 оборудуется дыхательными клапанами с огнепреградителями типа КДМ, приёмными и раздаточными патрубками, задвижками. Трубопроводы проложены с уклонами, обеспечивающими полное опорожнение их в случае ремонта.

Дизельная электростанция работает без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Блок обогрева вахтенного персонала

Для создания нормальных условий отдыха производственного персонала, обслуживающего оборудование, установленное на площадке КС, предусматривается блок обогрева вахтенного персонала повышенной комфортности. Блок состоит из следующих помещений: комната сушки одежды, комната обогрева, санузел. Помещения оснащены соответствующим оборудованием: кухонным гарнитуром, холодильником, биотуалетом.



3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Определение исходных расчетных данных

Определение расчетной суточной производительности КС:

, млн. м³/сут;

где Q_год - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях, млрд. м³/год; К⁰_н- коэффициент использования пропускной способности газопровода, определяется по формуле:

;

гдеК_ро, К_эт - коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА, принимаем по [1]К_ро= 0,95, К_эт = 0,98;

К⁰_н.д. - коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимаем по таблице 19 [1] К⁰_н.д.=0,99.

Таким образом, суточная производительность КС по формуле:

млн. м³ /сут.

Определение относительной плотности газа по воздуху:



где Д - относительная плотность газа по воздуху

- плотность газа

- плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20 ⁰С и P = 760 мм.рт.ст.), кг/м³, принимаем = 1,205 кг/м³;

? - относительная плотность газа по воздуху.

Определение газовой постоянной

;

гдеR - газовая постоянная транспортируемого газа, Дж/(кг·К);

? - относительная плотность газа по воздуху.

Дж/(кг·К).

Определение коэффициента сжимаемости

, ;

где , - приведенные давление и температура;

, - давление, при котором определяются свойства и критическое давление газа; , - температура, при которой определяются свойства и критическая температура газа;



, МПа;

, К;

, , =1,58

3.2 Расчет первого варианта подготовки топливного газа

Выполнен расчет двух вариантов работы КС Казанского месторождения с транспортом газа на МыльджинскуюКС:вариант с введением дополнительного теплообменника после компримирования 3 ступени перед аппаратом воздушного охлаждения и без введения дополнительного теплообменника

Компримирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращения нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для предотвращения растеплениямноголетне-мерзлых грунтов, в которых уложен газопровод, обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа за счет уменьшения его объема при охлаждении.

Подбор аппаратов воздушного охлаждения АВО

Исходные данные для расчета потребного количества АВО

Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа t₂ принимается на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t_1в

где t_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период.

дt₂ - поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2°С.

Определение потребного количества АВО

Общее количество тепла, подлежащее отводу от газа на установке Q₀ , Дж/с

где G - общее количество газа, охлаждаемого на КС, кг/с;

Сp - теплоемкость газа при давления на входе в АВО и средней температуре газа в АВО ,Дж/(кг К);

- температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С;

t₂ - оптимальная температура охлаждения газа, °С.

Принимаем t₂ = 65°C.

тогда:

Предварительное определение количества АВО

К рассмотрению принимаем несколько различных типов АВО. По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяем потребное количество АВО m каждого типа и рассчитываем требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу Q₁ и по газу G₁:

; .

Требуемое количество АВО

, принимаем

.

Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t_2в

где V_в- общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м³/с;

С_рв = 1,005 Дж/(кг К) - теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Р_аи t_1в ,Дж/(кг К);

с_в- плотность воздуха на входе в АВО, кг/м³.

Предварительно принятое количество АВО остается в силе, т.к. t_2в<t₁.

Проверка принятого числа АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

Требуемая поверхность теплопередачи F_р :

где К_р - коэффициент теплопередачи, принимаемый 23 Вт/(м² К);

i - число ходов газа в аппарате.

- поправка, определяемая по приложению , в зависимости от параметров R и Р;

;



Принимаем .

Требуемая поверхность теплопередачи F_р :

Проверка выполняется при выполнении условия:

где F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м;

- допустимое расхождение между F_Р и F (может быть принято равным 5% от F), м.

Условие выполняется.

Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа _ДР в МПа (движение газа - в зоне квадратичного закона сопротивления).



где щ - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с;

с -плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО, кг/м³;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений; l - длина труб АВО, м;

d - внутренний диаметр труб, м;

Д - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах Д =210^-4м), м.

;

Площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа,м².

Полученное значение _ДР удовлетворяет условию:

где = 0,015 - 0,02 МПа.

3.3 Расчет второго варианта подготовки топливного газа

При этом варианте необходима установка рекуперативного теплообменника для подогрева топливного газа до 65 °С, при этом после дросселирования температура газа составляет 30 °С, поток однофазный. Вторым потоком в теплообменник, отдающим свое тепло, является часть газа после компрессора последней ступени, после рекуперации он подается вместе с поток после компрессора на вход в АВО. При коэффициенте теплопередачи 1,1 Вт/м²К максимальная поверхность теплообмена составляет 3,2м², минимальная поверхность теплообмена 0,96 м²

Решение уравнения теплового баланса в общем виде

где G₁ и G₂ - массовые расходы теплоносителей, кг/с;

С_рт1 и С_рт2 - среднее массовые изобарные теплоемкости теплоносителей, Дж/кг•К;

t₁ и t₂ - начальная и конечная температуры горячего теплоносителя, ⁰С; ₁ и ₂ - начальная и конечная температуры холодного теплоносителя, ⁰С;

К - коэффициент теплопередачи, Вт/м²•К;

F - расчетная поверхность теплоносителя, м²;

_т - средняя разность температур между нагревающим и нагреваемым потоками в теплообменном аппарате, ⁰С.

Уравнение имеет смысл при G1=653,50755 и G2=874,172435:

Определение конструктивных параметров теплообменного аппарата

⁰С.



где - характеристическая разность температур, зависящая от схемы теплообмена и температурных перепадов

Р - индекс противоточности, являющийся основной характеристикой схемы теплообменника при переменных температурах.

Средняя арифметическая разность температур

⁰С.

где _am- средняя арифметическая разность температур процесса теплопередачи

Наибольшая ₁ и наименьшая ₂ разность температур

⁰С;

⁰С.

Средняя логарифмическая разность температур:

⁰С

где ₁ и ₂ - соответственно наибольшая и наименьшая разность температур процесса теплопередачи



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данный дипломный проект посвящен повышению эффективности подготовки топливного газа.

Был произведен расчет двух вариантов подготовки топливного газа:

1) Первый с введением дополнительного АВО после третьей ступени компримирования.

2) Второй с введением дополнительного теплообменного аппарата после третьей ступени компримирования газа. В первом случае газ, отобранный на топливный охлаждается с 124 до 60 . во втором же случае газ, который охладился при дросселировании до 30 подогревается до 60 теплообменным аппаратом.

Расчеты показали, что существует возможность использования теплообменного аппарата небольших размеров и достаточно простой конструкции для обеспечения требований предъявляемых к топливному газу при этом на эксплуатацию теплообменного аппарата не затрачивается дополнительная энергия, что является его основным конкурентным преимуществом в сравнении с установкой АВО газа, поэтому в данном случае предпочтительно использовать именно теплообменный аппарат, а регулирование режима работы полученной термодинамической системы можно осуществлять посредством существующей установки АВО.