Анализ основных показателей технологического процесса сбора и подготовки скважинной продукции на Х нефтегазоконденсатном месторо. Анализ основных показателей технологического процесса сбора и подготовки
 Скачать 1.73 Mb.
|
|
Автоматика, средства контроля и управления регенерацией ДЭГа выполняют следующие функции: местное измерение температуры, давления и уровня; автоматическое поддержание заданного давления клапаном регулирующим по датчику; аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях давления в по команде от датчика; автоматическое поддержание заданного уровня жидкости в 30Д-1 клапаном регулирующим по датчику; измерение и регистрация уровня НДЭГа. Аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях уровня НДЭГа по команде от датчика; измерение и регистрация температуры продукта в 30Д-1; местное измерение давления в разделителе 30Р-1; автоматическое поддержание заданного давления клапаном регулирующим по датчику; аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях давления в по команде от датчика; 40 автоматическое поддержание заданного уровня в сборном отсеке НДЭГа клапаном регулирующим по датчику; измерение и регистрация уровня в сборном отсеке НДЭГа. Аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях уровня НДЭГа от датчика LT; автоматическое поддержание заданного уровня в сборном отсеке конденсата клапаном регулирующим по датчику; измерение и регистрация уровня в сборном отсеке конденсата. Аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях уровня конденсата от датчика; измерение и регистрация количества НДЭГа, отводимого и емкости; измерение и регистрация перепада давления на патронных фильтрах блока датчиком PDT. Аварийная сигнализация при увеличении перепада свыше; местное измерение температуры и давления продукта в трубопроводах на входе и выходе; измерение и регистрация температуры НДЭГа и РДЭГА на входе и выходе датчиками; местное измерение температуры НДЭГа на входе в т/о, РДЭГа на выходе из , давления и температуры НДЭГа на входе в колонну , давления и температуры в испарителе блока; автоматическое поддержание заданного давления в линии подвода НДЭГа к колонне регенератора клапаном регулирующим по датчику; местное измерение, давления в линии топливного газа на входе и перед горелкой испарителя; автоматическое поддержание заданной температуры верха колонны регенератора подачей орошения от насоса клапаном регулирующим по датчику. Измерение и регистрация количества подаваемого орошения замерным устройством; 41 местное измерение давления эжектирующего потока РДЭГа на входе и выходе из эжектора, а также давления эжектируемого потока РДЭГа из буферной ёмкости; измерение и регистрация расхода эжектирующего потока РДЭГа замерным устройством; местное измерение температуры и давления продукта на входе и выходе из аппаратов; местное измерение температуры и давления продукта в; измерение и регистрация температуры продукта в 30Р-2. Аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях температуры продукта от датчика; автоматическое поддержание заданного уровня в сборном отсеке рефлюкса клапаном регулирующим по датчику. Измерение и регистрация уровня рефлюкса в сборном отсеке. Аварийная сигнализация при отклонении уровня за допустимые пределы. Блокировка работы насоса при снижении уровня до минимального; автоматическое управление насосом по уровню в сборном отсеке конденсата по датчику. При верхнем уровне насос включается, при нижнем выключается; местное измерение давления в блоке; блокировка работы насоса при снижении уровня РДЭГа до минимального по датчику; измерение и регистрация уровня РДЭГа. Аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях уровня по датчику; автоматическое поддержание заданного давления в коллекторе подачи РДЭГа в цех осушки газа клапаном регулирующим по датчику; измерение и регистрация концентрации РДЭГа на выходе. Аварийная сигнализация при недопустимых отклонениях концентрации по датчику; 42 автоматическое регулирование подвода воды клапаном по датчикам уровня.; дистанционное управление и сигнализация состояния электроприводных задвижек, электродвигателей насосов, вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения и погружных насосов дренажных ёмкостей. 2.5.3 Установка регенерации метанола Установка для регенерации метанола по технологической схеме разделена на два здания: здание цеха регенерации метанола и здание огневых регенераторов. Три технологические линии имеют производительность 5000кг/ч метанола с массовой концентрацией более 15%. При этом обеспечивается концентрация регенерированного от 90 до 96%. Цех регенерации метанола является общим для всех УКПГ на Х НГКМ. Каждая технологическая линия установки содержит в своем составе следующее оборудование: блок дегазатора насыщенного метанола; блок разделителя насыщенного метанола и конденсата; блок огневой регенерации метанола; блок выпарной колонны; аппарат воздушного охлаждения; блок насосов регенерированного метанола; блок насосов откачки конденсационной воды. Кроме этого, в состав цеха входят ёмкости: дренажная, регенерированного метанола и аварийная, обслуживающие все три технологические линии. Ёмкость размещена в здании цеха. На открытой площадке размещены ёмкость 1 и ёмкость 2. 43 Раствор насыщенного метанола, поступающего на регенерацию из ЦОГ по внутреннему трубопроводу пройдя электроприводную задвижку, регулирующий клапан проходит в блок дегазации, где при давлении 0,4 Мпа и температуре от 5 до 20°С, происходит выделение растворенного газа. При этом поддерживается требуемое давление на все три технологические линии цеха ренерации метанола. Из блока дегазатора раствор насыщенного метанола поступает в разделитель под давлением 0,4 Мпа и температуре от 5 до 20°С идет отделение примесей газового конденсата с некоторым выделением растворенного газа. Из блока раствор насыщенного метанола, поступает по метанолопроводу на последнюю ступень выветривания - в трап площадки расходных емкостей метанола. Конденсат из разделителя отводится на площадку расходных емкостей ДЭГа и конденсата. Оконча те льно выве тре нный на сыще нный ме та нол из те хнологиче ской на сосной по ме та нолопроводу пода е тся на ре ге не ра цию в зда ние огне вых ре ге не ра торов. Зде сь на сыще нный ме та нол ра спре де ляе тся по тре м блока м ре ге не ра ции. Пе ре д поток ме та нола проходит че ре з ра сходоме р и кла па н ре гулирующий. Кла па н подде ржива е т за да нный ра сход на сыще нного ме та нола в блок. Блок регенерации представляет собой агрегат, содержащий в своем составе следующие аппараты: испаритель, в котором размещена жаровая камера с горелкой и конвективные трубы, по которым продукты сгорания отводятся в дымовую трубу; дымовую трубу испарителя с дефлектором и устройством регулирования силы тяги, установленную на отдельном фундаменте рядом с испарителем; 44 буферную емкость, в которой размещен трубчатый змеевик, рекуперирующий тепло отводимой воды для предварительного нагрева, поступающего на регенерацию насыщенного метанола. Выпарная колонна выделена из блока регенерации и размещена на отдельной площадке рядом с цехом огневых регенераторов. Аппараты в блоках оснащены следующими коммуникационными линиями: линия отвода паров метанола с верха колонны на площадку; линия подвода насыщенного метанола; линия подвода орошения от насоса в колонну; линия отвода регенерированного метанола на площадку расходных емкостей метанола; линия подвода топливного газа к горелке испарителя; дренажные линии с отключающей арматурой. На линии подвода орошения в колонну установлены: клапан регулирующий, поддерживающий заданную температуру верха колонны; отключающие вентили, на входе, выходе и байпасный; На линии подвода насыщенного метанола установлены: клапан регулирующий, поддерживающий заданную производительность блока регенерации по насыщенному метанолу; отключающие задвижки, на входе, выходе и байпасная. На линии отвода регенерированного метанола на площадку расходных емкостей метанола установлены: клапан регулирующий, поддерживающий заданный уровень в резервуаре; отключающие вентили на входе, выходе и байпасный. Топливный газ, подведенный от узла редуцирования газа для собственных нужд по линии топливного газа, которая содержит в своем 45 составе два запорно - регулирующих арматурных узла: штатный и дополнительный, а также отдельный блок управления горелкой – "АГУ". В блоке регенерации насыщенный метанол проходит рекуперативный подогрев в буферной емкости до температуры 45÷50°С и затем поступает в выпарную колонну. Требуемая температура насыщенного метанола на входе поддерживается клапаном регулирующим, при необходимости перепускающим по байпасу часть холодного метанола. В колонне происходит противоточная ректификация паров метанола из водного раствора при низком избыточном давлении (≈ 0,03÷0,06 МПа) и температурах низа от 109°С до 111°С и верха - 68÷70°С. Пары метанола с верха отводятся по трубопроводу на площадке, где они конденсируются в жидкий регенерированный метанол, поступающий далее в сборный резервуар. Для поддержания требуемой температуры верха колонны предусмотрена (при необходимости) подача регенерированного метанола с температурой 33 ÷ 48° С в качестве охлаждающего орошения. Подача метанольного орошения производится из резервуара, с помощью блока насосов через расходомер и клапан регулирующий, поддерживающий расход орошения по требуемой температуры верха. Этим же насосом (одновременно с орошением или без него) регенерированный метанол подается по той же линии, но через клапан регулирующий с расходомером, в качестве готового продукта на площадку расходных емкостей метанола. Клапан поддерживает заданный уровень метанола в резервуаре. Кроме того, от насосов предусмотрена подача части регенерированного метанола на рециркуляцию через расходомер и клапан регулирующий в блок регенерации. Частично истощенный раствор метанола с куба поступает в испаритель где, после нагревания до точки кипения полностью отпаривается от метанола, где он возвращается под нижнюю тарелку в паровой фазе. Со стенок жаровых труб осуществляется подвод тепла за счет горения газа на горелке для испарения метанола из раствора в испарителе. Дым и друге продукты сгорания при это уходят в дымовую трубу. Вода, отпаренная от 46 метанола, переливается в емкость буферную, где тепло отдается поступающему на регенерацию насыщенному метанолу и выводится из на всас насоса. Насосом метанольная вода подается по трубопроводу через клапан (поддерживающий заданный уровень в буферной ёмкости) в трубный пучок резервуара площадки расходных емкостей метанола в качестве теплоносителя. Кроме указанного выше, в кубе колонны предусмотрен сбор (отделение) и отвод неиспарившихся фракций углеводородного конденсата с помощью узла конденсатоотводчика. Конденсат в кубе отстаивается над более тяжелым раствором насыщенного метанола в верхний слой, собираемый поплавковым заборным устройством, от которого конденсат поступает по шарнирному трубопроводу в конденсатоотводчик. Отводчик, не пропускающий газ, пропускает конденсат в трубопровод, по которому конденсат отводится из колонны через кран в ёмкость дренажную. К горячим технологическим трубопроводам и фильтрам метанола в блоке колонны присоединены четыре противонакипных установки "Импульс- 1" предотвращающие образование твердых отложений на нагретых поверхностях. Автоматика, средства контроля и управления регенерацией метанола выполняют следующие функции: В дегазаторе. местное измерение температуры, давления; сигнализация при аварийном отклонении уровня жидкости по датчику; автоматическое поддержание заданного давления клапаном по датчику; автоматическое поддержание заданного уровня жидкости клапаном по датчику. В разделителе. 47 местное измерение давления; автоматическое поддержание заданного давления клапаном по датчику; автоматическое поддержание заданного уровня насыщенного метанола клапаном по датчику; автоматическое поддержание заданного уровня конденсата клапаном по датчику; сигнализация при аварийном отклонении уровня насыщенного метанола по датчику и конденсата по датчику. В здании огневых регенераторов. автоматическое поддержание заданного количества насыщенного метанола, подаваемого из насосной в регенератор, клапаном по сигналу от расходомера; местное измерение температуры насыщенного метанола на входе в змеевик емкости блока и на выходе из него; местное измерение температуры и давления в испарителе блока; местное измерение давления в линии подвода топливного газа в 40РД-1; измерение температуры регенерированного метанола, подаваемого на орошение; местное измерение температуры и давления продукта на входе ; измерение и регистрация температуры продукта на выходе, аварийная сигнализация при недопустимых её отклонениях; измерение и регистрация количества регенерированного продукта, направляемого насосами в цех огневой регенерации; измерение и регистрация количества регенерированного продукта, направляемого из цеха на площадку расходных емкостей; автоматический ввод резерва (АВР) при Рmin продукта на линии нагнетания; 48 измерение и регистрация температуры продукта в ёмкостях,; аварийная сигнализация при недопустимом повышении уровня продукта в ёмкостях; блокировка работы погружного насоса при недопустимом понижении уровня продукта в ёмкостях; дистанционное управление и сигнализация состояния электроприводов задвижек, насосов, вентиляторов АВО. 2.6 Технология абсорционной осушки газа на Х месторождении УКПГ-1Y Х месторождения, которая имеет 6 совершенно идентичных технологических линий осушки газа, производительностью 10 млн м 3 /сут каждая. Сырой газ из здания переключающей арматуры (ЗПА) поступает во входной коллектор, из которого по трубопроводам с температурой 5-10°С и давлением 8 МПа направляется в сепарационную зону многофункционального абсорбера, состоящего последовательно из трех вертикальных секций: нижней – сепарационной, средней массообменной и верхней фильтрующей. Рисунок 2.2 - Принципиальная технологическая схема установки осушки сеноманского газа на УКПГ-1Y 49 А-1 – абсорбер; К-1–десорбер; Р-1– дегазатор;П- 1–печь;Е-4–буферная емкость; ВХ- 2, ВХ - 3– воздушные холодильники; Р- 2 – рефлюксная емкость; Н- 4, Н- 7, Н- 8, Н- 10 – насосы. В се па ра ционной ча сти а бсорбе ра сырой га з, за сче т ре зкого сниже ния скорости и восходяще го на пра вле ния потока освобожда е тся от ме хприме се й, конде нса та и воды с ра створе нным в не й ме та нолом. В се па ра ционной ча сти а бсорбе ра пре дусмотре н зме е вик подогре ва . Отсе па рирова нна я жидкость сбра сыва е тся че ре з а втома тиче ский кла па н в ра зде лите льную е мкость. Га з из се па ра ционной ча сти поступа е т в ма ссообме нную ча сть а бсорбе ра , где конта ктируе т со встре чным потоком ДЭГа с конце нтра цие й на входе в а бсорбе р 99,5 %. Ма ссообме нна я ча сть а бсорбе ра состоит из 5 ситча тых та ре лок, на которых происходит инте нсивный ба рбота жный ма ссообме н встре чных потоков га за и ра створа ДЭГа . Ме жду ситча тыми та ре лка ми уста новле но 5 се па ра ционных та ре лок с мультициклонными се па рирующими эле ме нта ми, которые зна чите льно снижа ют унос ДЭГа с ситча тых та ре лок потоком га за . На сыще нный ра створ ДЭГа собира е тся на глухой та ре лке ма ссообме нной се кции а бсорбе ра и че ре з кла па н- ре гулятор отводится в е мкость. Осуше нный га з из ма ссообме нной се кции поступа е т в фильтрующую ча сть а бсорбе ра , где ула влива е тся уносимый ра створ ДЭГа . Фильтрующа я ча сть а бсорбе ра состоит из 121 фильтрующе го па трона , выполне нных из пе рфорирова нной трубы, обе рнутой в 3 слоя ме та лличе ской се ткой, за те м в 2 слоя сте клотка нью и снова ме та лличе ской се ткой. Для фиксирова ния фильтропа трона на та ре лке в не го пропуще н ме та лличе ский сте рже нь, а для ге рме тиза ции под торе ц па трона подкла дыва е тся ре зинова я прокла дка . Ме лкие ка пли ДЭГа , уносимые с га зом, оса жда ются на сте клотка ни и сте ка ют по на ружной пове рхности па трона на та ре лку, с которой 50 скопивша яся жидкость по на ружной трубе отводится в линию на сыще нного ДЭГа , идущую с глухой та ре лки. Фильтрационная часть абсорбера заканчивается сепарационной тарелкой с мультициклонными сепарирующими элементами. Перепад давления на абсорбере контролируется дифманометром, сигнализирующим максимальный перепад 0,1 МПа. Осушенный газ из абсорбера по трубопроводу проходит через линию хозрасчетного замера и регулирующий штуцер и подается в коллектор осушенного газа. Влажность осушенного газа контролируется после замерной диафрагмы влагомером С целью исключения протаивания многолетнемерзлых пород вокруг магистрального газопровода и повышения надежности его работы, газ после осушки круглогодично подвергается охлаждению до температуры минус 1- 2˚С, которая в зимнее время достигается с помощью аппаратов воздушного охлаждения. В качестве абсорбционного оборудования на УКПГ-1Y применяются многофункциональные аппараты, разработанные ЦКБН Минхиммаша (г.Подольск) типа ГП1467 оснащенные насадками «Mellapak 250Y» фирмы «Sulzer Chemtech». 51 3 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА Х НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Добываемый газ на ХНГКМ состоит в основном из метана (СН 4 ) с содержанием конденсата не более 0,3г/м 3 и при его подготовке, необходимо лишь обеспечить глубину осушки газа от влаги до точки росы -20°С в зимний период и -14°С в теплый период. Для охлаждения газа при транспортировке по внутренним и магистральным газопроводам на УКПГ-1Y предусмотрена площадка с АВО (аппаратами воздушного охлаждения). После осушки газ охлаждается до температуры -1°С зимой, летом до 12-13°С. На УКПГ-1Y размещаются сооружения: Здания переключающей арматуры; Цеха осушки газов; Цех регенерации ДЭГа; Цех регенерации метанола; Пункты хозрасчетного замера; Площадки АВО; Склады ДЭГа, конденсата и метанола; Факельное устройство; Дренажные и аварийные ёмкости. На УКПГ технологические установки подготовки газа разделены на два автономных блока - модуля, что позволит поэтапно вводить сооружения в эксплуатацию и обеспечивает маневренность в случае аварийных ситуаций. В каждый блок-модуль входит ЗПА, цех осушки газа, цех регенерации ДЭГа, узел хозрасчетного замера газа. Цех регенерации метанола предусмотрен на УКПГ – 1Y и размещается в одном здании. |