Выберем второй вариант, как самый простой и экономически эффективный.
4. Снизить значения числа Воббе до требований нормативных документов для подготовленной и поджатой смеси можно только понизив содержание в ней метана (как самого калорийного компонента), а это возможно только с помощью глубокого охлаждения в винтовом детандере.
Излишки метана будут использоваться на местных котельных без подачи его в магистральный газопровод, благо такая возможность оговорена в условии.
Такой подход гораздо более эффективен, чем глубокое охлаждение смеси всех исходных газов, ибо количество сырья, подлежащего охлаждению значительно снижено, а главное, исчезает необходимость строительства сложного блока низкотемпературной ректификации, для отделения от сжиженного газа тяжелых компонентов, так как они уже удалены на предыдущих стадиях.
Поэтому остаётся только испарить сжиженные компоненты и смешать их с максимально возможным количеством метана, основное количество которого и так находится в газообразном состоянии.
5. Для придания подготовленному газу необходимой интенсивности запаха применим стандартный узел барботажной одоризации.
Тогда, предлагаемая ситуация может быть проиллюстрирована рис.1.
Технологическая схема УКПГ
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| 4 |
| III |
| II |
| I |
| IV |
| V |
| VI |
| 5 |
| 6 |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| VII |
| VIII |
| 11 |
| ХI |
1 – компрессор; 2 – холодильник; 3 – газовый сепаратор; 4 – пункт сдачи попутного газа службам магистрального транспорта; 5 – территория УКПГ; 6 – теплообменник; 7 – детандер; 8 – низкотемпературный сепаратор; 9 – испаритель; 10 – вентиль точной регулировки; 11 – барботажный одоризатор; 12 – диафрагма.
I – газ первой ступени сепарации; II – газ второй ступени сепарации; III – газ третьей ступени сепарации; IV – сжиженные углеводороды; V – вода; VI – газ в магистральный трубопровод; VII – метан; VIII – ингибитор гидратообразования; IX – одорант.
Рис.1.
Проверим возможность такого решения.
Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.
Задача решена.
Ситуационная задача 13.
В НГДУ«Х…нефть» в многолетней эксплуатации находится крупное газо – конденсатное месторождение «А», разрабатываемое фонтанным способом на истощение многочисленными кустовыми и индивидуальными скважинами.
Месторождение обустроено по централизованной схеме.
Газовая составляющая продукции, полученная после первичной сепарации на промысле, в количестве 10 млрд м3/год поступает на пром. площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, под давлением 16 атм.
Товарной продукцией УКПГ является газ, подготовленный согласно требованиям « ОСТа 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия», и газовый бензин.
Товарный газ сдаётся службе магистрального транспорта газопровода, проходящего в непосредственно близости от ЦПС.
Газовый бензин, подготовленный согласно требованиям ТУ 38.1340-89 Бензин газовый стабильный (Марки БЛ) откачивается местным потребителям без закачки в систему магистрального транспорта.
Отделённая на УКПГ вода утилизируется на месте путём закачки в поглощающие скважины.
Жидкостная составляющая продукции, полученная после первичной сепарации на промысле, в количестве 1 млн м3/год поступает на пром. площадку УКПК, расположенную на ЦПС, под давлением 12 атм.
Остаточный газ, полученный на УКПК и состоящий на 98 % об. из пропана и бутана, откачивается местным потребителям без закачки в систему магистрального транспорта.
Бензин стабилизации конденсата, полученный на УКПК, откачивается местным потребителям без закачки в систему магистрального транспорта.
Отделённая на УКПКвода утилизируется на месте путём закачки в поглощающие скважины.
Тяжелая углеводородная часть конденсата сбрасывается в нефтепровод, идущий на НПЗ и проходящий в непосредственной близости от ЦПС.
Однако, в последнее время, традиционный местный покупатель остаточного газа, газового бензина и бензина стабилизации конденсата обанкротился, а потенциальный новый покупатель согласен приобретать лишь ШФЛУ, подготовленную согласно ТУ 38.101524-93 (Марка «А»).
Содержание в газовой составляющей, поступающей с промысла, механических частиц достигает 30 мг/м3 (ст.усл.), что в 7 – 8 раз превышает величину, оговоренную в соглашении со службами магистрального транспорта; причём, доля частиц со средними размерами свыше 5 мкм составляет величину порядка 40 % масс., а доля частиц со средними размерами от 1 до 5 мкм достигает 50 % масс.
Точка росы газа по воде не превышает -25 0С, а точка росы газа по углеводородам никогда не опускается ниже +5 0С.
Теплота сгорания (низшая) данного газа существенно превышает 38 МДж/м3 (ст.усл.), а массовая доля сероводорода колеблется от 0,015 до 0,05 г/м3 (ст.усл.) при практически полном отсутствии меркаптановой серы и других сернистых соединений.
Объёмная доля кислорода никогда не превышает 1 %, а содержание гелия в газе достигает 0,005 % об.
Предложите принципиальную схему УКПГ, способную выполнять свои функции в новых условиях, если среднегодовая температура газа на входе УКПГ составляет +11 0С, магистральный трубопровод проложен по территории холодных климатических районов РФ, а максимальное давление в нём составляет 60 атм.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ:
Итак, на пром. площадку ЦПС поступает:
на УКПГ:
- первичный газ с промысла.
на УКПК:
- жидкая составляющая продукции.
На выходе УКПГ образуется:
- товарный газ для магистрального транспорта;
- газовый бензин;
- сточная вода.
На выходе УКПК образуется :
- остаточный газ;
- бензин стабилизации конденсата;
- нефтяная составляющая;
- сточная вода.
Судьба нефтяной составляющей сточной воды и товарного газа четко оговорены в условии.
Остаётся:
- газовый бензин;
- остаточный газ;
- бензин стабилизации конденсата.
Судьба этих продуктов в условии не оговорена.
В то же время покинуть пром. площадку ЦПС могут только:
- газ для магистрального транспорта;
- нефтяная составляющая;
- ШФЛУ.
2. Основные технологические решения:
1. Первичный газ с промысла не может сразу сдаваться службам магистрального транспорта, так как он:
- содержит больше установленных норм механических частиц;
- содержит больше установленных норм тяжелых углеводородов;
- содержит больше установленных норм сероводорода.
После соответствующей очистки газ становится товарным и может быть направлен в магистральный транспорт.
2. Газовый бензин не может быть сброшен в нефтепровод, так как он:
- сразу увеличит ДНП товарной нефти;
- газовый бензин аномально хорошо растворяет в себе сероводород (в избытке содержащийся в первичном газе с промысла), а это неизбежно вызовет заражение товарной нефти, возможно выше установленных пределов.
Количественно оценить влияние этих параметров невозможно, ибо в условии ничего не говорится не о количестве газового бензина, ни о количестве товарной нефти в нефтепроводе.
Поэтому принимаем решение – направить газовый бензин на узел компаундирования для производства ШФЛУ, разумеется, после очистки от сероводорода.
3. Остаточный газ является готовым компонентом ШФЛУ, так как он на 98 % об. состоит из пропана и бутана, согласно условия.
4. Бензин стабилизации конденсата также не может быть сброшен в нефтепровод по тем же причинам, что и газовый бензин, хотя его недостатки выражены гораздо слабее.
Поэтому принимаем решение – направить бензин стабилизации конденсата на узел компаундирования для производства ШФЛУ, разумеется, после очистки от сероводорода.
1.1. Подготовка первичного газа.
Установим порядок подготовки:
- сначала очистим газ от механических примесей, так как они способны забить и вывести из стоя всю последующую аппаратуру;
- отбензинивание газа, так как этот процесс требует достаточно высокого давления, а тяжелые углеводороды (особенно в жидком состоянии) мешают последующим операциям;
- очистка газа от агрессивных примесей.
- одоризации газа согласно ОСТа 51.40-93не требуется;
- извлечения гелия не требуется, так как его концентрация существенно ниже минимальной, начиная с которой газ должен направляться на извлечение гелия (0,02 % об.).
2.1. Подготовка газового бензина.
Установи порядок подготовки:
- сначала очистим газовый бензин от сероводорода с помощью Сиборд – процееса, который наиболее прост и дешев, однако способен убрать 96 – 98 % масс сероводорода из такого лёгкого продукта как газовый бензин.
Суть Сиборд – процееса сводится к защелачиванию газового бензина 10 – 20 % масс. водным раствором каустической соды в специальной узле смешения.
- отстой в стандартном двухфазном отстойнике для отделения очищенного газового бензина от отработанного раствора щелочи.
- сброс отработанного раствора щелочи в поток сточных вод.
- подача очищенного газового бензина на узел компаундирования ШФЛУ.
3.1. Подготовка остаточного газа.
Установим порядок подготовки:
- остаточный газ, полученный при окончательном разгазировании жидкой составляющей с промысла, с помощью компрессора (или даже простого эжектора) подаётся в поток первичного газа перед проведением операции отбензинивания, так он содержит очень много тяжелых компонентов
4.1. Подготовка бензина стабилизации конденсата.
Установим порядок подготовки:
- бензин стабилизации конденсата, полученный при разделении конденсата с помощью ректификации, полностью повторет судьбу газового бензина.
Смешивать их до проведения очистки нецелесообразно, так как разный состав требует и разного тех. режима подготовки.
- тяжелая часть конденсата вполне может быть сброшена в нефтяной поток (при необходимости после Сиборд – процесса).
1.1.1. Так как в первичном газе необходимо оставить не более 4 мг/м3 (ст.усл.) механических примесей, то нам придётся убрать практически все твёрдые частицы со средним диаметром, превышающим 5 мкм и почти все частици со средним диаметром от 1 до 5 мкм.
Так как верхний размер частиц не оговорён и может быть весьма значительным, выполнить эту операцию в одну стадию невозможно. так как каждое конкретное устройство рассчитано только на определённый диапазон частиц.
Крупные частицы можно удалить либо с помощью газового сепаратора, либо циклона, причём эффективность последних выше и может достигать 97 % для частиц со средним диаметром свыше 5 мкм. Их и выбираем.
Мелкие частицы легче и дешевле всего удалять на фильтре. Выбираем зернистый фильтр, ибо он может работать долго, легко регенерируется и обеспечивает удаление 90 % частиц со средним диаметром от 1 до 5 мкм при их исходном содержании в газе до 25 мг/м3 (ст.усл.).
1.1.2. Для удаления тяжелых углеводородов выбираем низкотемпературную технологию с использованием винтового детандера с принудительным поджатием обработанного газа.
Причем, глубокого охлаждения не потребуется, ведь нам необходимо только убрать углеводороды, способные сконденсироваться в условиях магистрального транспорта (60 атм.).
Отделенные тяжелые углеводороды (жидкие) после Сиборд – процесса сбросим на узел компаундирования ШФЛУ.
1.1.3. Для очистки основного газа от сероводорода выбираем наиболее распространенный в РФ МЭА – процесс с направлением выделенного сероводорода на производство газовой серы с помощью Клаус – процессаили Ричардс –процесса(хотя в условии об этом ничего не говорится).
Тогда, предлагаемая ситуация может быть проиллюстрирована рис.1.
Принципиальная схема УКПГ
| А |
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| I |
| II |
| 10 |
| 8 |
| III |
| 11 |
| 12 |
| 13 |
| 14 |
| IV |
| 15 |
| V |
| 16 |
| 17 |
| 18 |
| 19 |
| 20 |
| 21 |
| 22 |
| 23 |
| 24 |
| 25 |
| 26 |
| 27 |
| VI |
| VII |
| VIII |
| IX |
| X |
| XI |
| XII |
| IV |
| 29 |
| 30 |
| 31 |
| 32 |
| 33 |
| XIII |
| XIV |
1 - эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- трёх ходовой кран; 4 – групповое замерное устройство; 5 – первичный сепаратор; 6 – ЦПС; 7 – УКПГ; 8 – циклон; 9 – фильтр; 10 – холодильник; 11 – газовый сепаратор; 12 – детандер; 13 – технологический сепаратор; 14 – компрессор; 15 – узел защелачивания; 16 – отстойник; 17 - КНС; 18 – поглощающая скважина; 19 – узел компаундирования; 20 – абсорбер; 21 – десорбер; 22 – выветриватель; 23 – эжектор; 24 – АВО; 25 – пункт сдачи газа службам магистрального трагнспорта; 26 – каплеуловитель; 27 – рибойлер; 29 – УКПК; 30 – печь; 31 – колонна стабилизации конденсата; 32 – сепаратор конденсата; 33 – пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта.
I – первичный газ; II – механические примеси; III – ингибитор гидратообразования; IV – водный раствор щелочи; V – ШФЛУ; VI – МЭА; VII – товарный газ; VIII – сероводород; IX – пар; X – вода; XI – смола; XII – ингибитор коррозии; XIII – товарная нефть; XIV – дым.
Рис. 1.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 316; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!