Давление газа после второй ступени редуцирования 0,30 МПа поддерживается тремя параллельно установленными клапанами-регуляторами давления (поз. Р1С – 233, НО). Температура и давление газа контролируются по месту термометрами и техническими манометрами и выводится на пульт УВК. Перед первой ступенью редуцирования установлен пневмокран, который автоматически закрывается при повышении давления за второй ступенью редуцирования. С температурой 10°С по трубопроводу Ду400 газ поступает на объекты.
4.7 Дожимная компрессорная станция
Дожимная компрессорная станция (ДКС) – обеспечивает необходимое давление газа перед технологическими цехами осушки УКПГ и внутри промысловый транспорт газа с необходимым давлением к головным компрессорным станциям магистральных газопроводов.
Технологические схемы, оборудование и наименования кранов для I и II очередей компримирования идентичны, поэтому описание приводится для одной из ступеней.
Дожимная компрессорная станция включает в себя газоперекачивающие агрегаты типа ГПА-Ц-16/56 (II очередь) – 3 штуки, ГПА-Ц-16/76 (I очередь) -3 штуки, установленные в индивидуальных укрытиях, и вспомогательные системы, установки, сооружения, обеспечивающие их функционирование:
– система технологического газа с запорной арматурой;
– цех очистки газа (ЦОГ);
– установка охлаждения газа (АВО), типа 2АВГ-75;
– блок подготовки пускового, топливного, импульсного газа (БПТПИГ);
– система электроснабжения ДКС;
– система автоматического управления и КИП ДКС;
– вспомогательные системы и устройства (маслоснабжение, пожаротушение, отопление, вентиляция, сжатый воздух для технологических целей и др.).
Компримирование газа производится полнонапорными нагнетателями с приводом от газотурбинных двигателей НК-16СТ. Нагнетатели подключены параллельно к всасывающему и нагнетательному коллекторам ДКС.
Для обеспечения пуска и остановки ГПА, а также защиты от помпажа предусмотрены пусковые контуры у каждого агрегата и общестанционный контур. Диаметр пускового контура агрегата – Ду=400, диаметр общестанционного контура – Ду=700.
Производительность агрегата (м /мин) можно определить в зависимости от числа оборотов и степени сжатия.
Всасывающий коллектор при помощи крана №7 и 7а подключается к коллектору сухого газа УКПГ. От всасывающего коллектора осуществляется отбор газа к нагнетателям ГПА по трем линиям Г-700. В каждой линии Г-700 установлен кран №1. Параллельно крану №1 устанавливается кран №4 Ду=50. Перед краном №4 Ду = 50 установлен кран №4 бис Ду=50 с ручным управлением, за ним – дроссельная шайба d=30 мм. Непосредственно на входе в ГПА в линии Г-700 установлена защитная решетка. Нагнетательный коллектор имеет два закольцованных участка, между которыми включается аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа, АВО служит для охлаждения сжатого нагнетателем газа перед подачей его в МПК до С = 10°С.
В коллектор перед АВО подают сжатый газ нагнетателем ГПА по нагнетательным линиям. В линии нагнетания Ду=700 установлен обратный клапан. Перед обратным клапаном врезан кран №5 Ду=80 для продувки и стравливания газа из контура нагнетателя (свеча). После обратного клапана предусмотрен кран №2.
В выходном коллекторе после АВО установлен обратный клапан, кран №8, а также врезана перемычка Ду=700 с кранами №36, 36 бис, через которую всасывающий и нагнетательный коллекторы соединяются между собой, кран №36 р (Ду=150) является обводным для кранов №36 и №36 бис.
Кран №20 делит газопровод на части низкого и высокого давления. При перестановке кранов №7, 7а, 8, 20 можно отключить ДКС, и газ с УКПГ пойдет, минуя ДКС, в межпромысловый коллектор. Нагнетательный коллектор имеет кран №52 с местным управлением, при открытии которого газ пойдет, минуя АВО, на узел подключения, неохлажденный. В рециркуляционный коллектор Г-700 по линии Г-400 нагнетателем ГПА при закрытых кранах №2 и 5 подается газ, который циркулирует по малому кольцу. Рециркуляционный коллектор включается во всасывающий коллектор при помощи крана №66 с местным управлением.
На линии Г-400 установлен шаровой кран №6 бис с ручным приводом, обратный клапан, после обратного клапана имеется кран №6, параллельно которому установлен противопомпажный кран №6 р.
Технологический газ к нагнетателю отбирается с УКПГ с расчетным давлением Р=2,25÷6,4 МПа в зависимости от времени разработки месторождения и качества добываемого газа. Давление газа на выходе из нагнетателя Р=7,45 МПа (расчетное). Степень сжатия расчетная 0 = 1,44÷1,5. Температура газа на входе в нагнетатель Tвн=7÷15°С, температура газа на входе в АВО – Tва= 30÷32°С. На площадке технологического газа параллельно трем главным смонтированы вспомогательные коллекторы для нужд ГПА:
- коллектор обогрева ВО-150;
- коллекторы дренажные МО-100 и МД-100;
- коллекторы импульсного газа ГИ-50 и ГИ-150;
- коллекторы топливного газа ГТ-400;
- коллекторы пускового газа ГП-300.
Все коллекторы, кроме обогрева и дренажного, имеют свои свечи. В пусковой и топливный коллекторы газ подается от блока подготовки топливного и пускового газа БПТГ. Из этих коллекторов газ отводится к ГПА.
Пусковой газ:
- с давлением Р=0,35÷0,5 МПа;
- с температурой T = 20°С. Топливный газ:
- с давлением Р = 2,45÷0,02 МПа;
- с температурой T= 25÷60 °С.
Пусковой газ из коллектора ГП-300 по линии подачи ГП-200 подводится через фильтр к крану №11, а от него к стартеру, при помощи которого производится раскручивание ротора ВД двигателя при запуске ГПА. На этом участке пусковой линии после крана №11 установлена свеча с краном №10. Топливный газ из коллектора ГТ-400 через блок фильтров поступает к крану №12, от которого идет к блоку фильтров топливного газа, установленному непосредственно у ГПА. После крана №12 имеется свеча с краном №9. Краны №9, 10, 11, 12 и фильтры установлены в блок – боксе фильтров газа (БФГ).
Отбор газа на собственные нужды ГПА производится из всасывающего или нагнетательного коллекторов. Отобранный газ поступает в коллектор Г-150 и далее в блок очистки газа (БО). Из БО очищенный газ идет в блок замера газа (БЗ), из которого по трубе Г-150 поступает к подогревателям БПТГ, к блоку подогрева газа регенерации БПГ. Из блока замера, газ поступает в блок осушки и хранения импульсного газа (БА). Из блока замера производится отбор газа на горелки подогревателей. По этой линии параллельно друг другу установлены редукторы и предохранительный клапан СППК-4 р-50–16, отрегулированный на давление Р=0,35 МПа.
После подогревателей БПТГ подогретый газ по трубе Г-150 поступает в адсорбер для регенерации адсорбента. Из блока адсорбера импульсный газ подается на управление общестанционными кранами №№9, 10, 11, 12, по трубе ГИ-150 – на управление кранами №№1, 2, 4, 5, 6 гитары.
Заключение
Основными задачами установки являются сбор сырого газа со скважин, сепарация от капельной воды и механических жидкостей, компримирование, осушка, охлаждение и подача в МПК.
В данном дипломном проекте был произведен технологический расчет МФА. Число тарелок удовлетворяет условиям осушки, фактическая подача ДЭГа в абсорбере соответствует расчетной, достигается необходимая точка росы, расходы по сепарационной и фильтрационной части не превышают допустимых. Гидравлическое сопротивление по аппарату не значительно.
В массообменной секции абсорбера была внедрена регулярная пластинчатая насадка, ее высота по результатам расчетов составила 3,44 м. Поверхностью контакта является смоченная гликолем насадка, ее производительность в меньшей степени зависит от скорости потока.
Также рассчитано распределение давления и температуры по длине гипотетического шлейфа длиной 6 км и диаметром 500 мм, моделирующего работу 4-х средних скважин в один шлейф. Снижение температуры составляет от 0,2 до 2,8 градусов на километр в зависимости от температуры воздуха. Снижение давления незначительно и составляет 0,02 МПа на 6 км. Для шлейфов есть опасность образования гидратов, требуется подача метанола.
Произведен расчет экономического обоснования от модернизации абсорберов насадками, в 2006 на модернизацию абсорберов потребуется 8707,8 тыс. рублей, однако уже в этот год и все последующие экономия эксплуатационных затрат, за счет уменьшения уноса и экономией метанола, будет составлять 5129,3 тыс. рублей.
На предприятии достигнут удовлетворительный уровень производственной безопасности, предлагаемые технические решения не снизят безопасность и экологичность производства.
Список литературы
1. Проект опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Уренгойского газоконденсатного месторождения – М., 1988. – 145 с.
2. Отчет по геологии и разработке Уренгойского НГКМ за 2003-г. Н. Уренгой, 2000. – 103 с.
3. Технологический регламент УКПГ – 13 ООО «Уренгойгазпром», 2003. – 195 с.
4. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: П78 Сб. науч. тр. ООО «Уренгойгазпром». – М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2003. – 351 с.
5. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. – 473 с.
6. Хохлов Б.П. Абсорбер. Расчеты. ГП 502.00.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1988. – 40 с.
7. Ромм В.М. Абсорбция газов. – М.: Химия, 1976. – 656 с.
8. Технологический расчет системы абсорбционной осушки газа – Справочное пособие, Тюмень, 2002.
9. Чеботарёв В.В. Расчёты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. Уфа: УГНТУ, 2001. – 331 с.