Курсовая Газосепаратор с промывочной секцией. Введение Общие сведения по району

• Название: Введение Общие сведения по району
• Дата: 23.12.2021
• Размер: 1.35 Mb.
• Имя файла: Курсовая Газосепаратор с промывочной секцией.docx
• Тип: Реферат; #315482
• страница: 2 из 3

3. Состояние разработки месторождения
3.1 Фактическое состояние разработки

По состоянию на 1.01.2012 г. на Ямбургском месторождении работали
9 УКПГ и 3 УППГ, фонд действующих скважин составлял 861 единицу.

Суммарный отбор газа в 2010 году составил 144,66 млрд. м³, с начала разработки отобрано 2383,455 млрд. м³ или 41,76 % от начальных утвержденных запасов.

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу, т.к. основная центральная часть залежи, в которой сосредоточены основные запасы (зоны УКПГ-1, 2, 3, 5, 6), выработана на 50% и более.

Основная часть бездействующего фонда представлена скважинами с низкими устьевыми параметрами (33 ед. или 40,7% от всего количества). Анализ выполненных промыслово-геофизических исследований последних свидетельствует о том, что в данную категорию входят не только скважины, дальнейшая эксплуатация которых невозможна вследствие низких добывающих возможностей при снижении пластового давления в зоне отбора, но и требующие ремонтных работ по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и водоизоляции (скв. № 10903, 10904, 12906, 30104, 30806, 30908, 31103, 31605, 32108). В низкопродуктивных скважинах с удовлетворительным техническим состоянием из-за недостаточных скоростей потока газа на забое происходит образование столба жидкости частично или полностью перекрывающего интервал перфорации и способствующего уменьшению добывающих возможностей (скв. 10905, 20307, 20604, 31610, 31607). Для таких скважин необходимо проведение работ по интенсификации притока газа путем дострела или перестрела интервалов перфорации, в том числе приобщению I объекта, а также, по возможности, проведение ГРП. В случае неэффективности или невозможности проведения этих работ в данных скважинах целесообразна замена НКТ на меньший диаметр и доспуск их до нижних отверстий перфорации.

Таким образом, категория скважин с низкими устьевыми параметрами даже при вводе ДКС не может быть полностью востребована как резервный фонд для добычи газа и конденсата. Практически на всех скважинах требуется проведение ремонтно-восстановительных работ для ввода их в эксплуатацию.

Помимо скважин с низкими устьевыми параметрами, находящимися в бездействии, значительное количество остановлено по причине неудовлетворительного технического состояния, связанного с негерметичностью эксплуатационных колонн (20 ед. или 24,7%) и их обводнением (15 ед. или 18,6%).

Практически во всех скважинах с негерметичностью эксплуатационных колонн происходит обводнение за счет поступления в ствол вод водоносных пластов. При остановке таких скважин призабойная зона насыщаетс жидкой фазой, что приводит к ухудшению ее продуктивной характеристики, вплоть до полного прекращения притока. Ремонт скважин осуществляется установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны и, как правило, характеризуются относительно низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа. Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия указанных скважин является по возможности забурка в них второго ствола.

Обводнение скважин водами разрабатываемых пластов происходит как за счет подъема газоводяных контактов в пластах БУ₃¹, БУ₈³ ,БУ₉¹(скв. 10202, 12902, 31806, 32402 и др.), так и за счет поступления их в интервал перфорации через негерметичность цементного кольца или установленных мостов (скв. 12005, 32107, и др.). Ремонт указанных скважин, особенно после длительного простоя, также характеризуются низкой эффективностью, поскольку изоляция обводненных пластов, а также проникновение через интервал перфорации жидкости в газоконденсатные пласты при остановке скважин существенно ухудшает их начальную продуктивность и требует помимо водоизоляции проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа.

Категория скважин с удовлетворительным техническим состоянием, но не эксплуатируемых по причине низкой продуктивности, в бездействующем фонде по отношению к другим категориям незначительна и составляет 13 ед. (16,0%). Работа этих скважин невозможна из-за неблагоприятного температурного режима и опасности загидрачивания. Как правило, в этих скважинах перфорацией вскрыты продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными параметрами. С начала разработки залежей в данной категории скважин проведен значительный объем работ по интенсификации притока газа с помощью физико-химических обработок призабойных зон различными композициями. В основном применялись кислотные виды обработок, также как оцетонокислотные, спиртокислотные, глинокислотные, азотнокислотные и др. Однако, ощутимых результатов эти методы не принесли. Более существенная эффективность достигнута при использовании ГРП для повышения продуктивности скважин.

В период с 2002 г. в газоконденсатных скважинах силами фирмы «Тюменбургаз», компании «Шлюмберже» и ОАО «Пурнефтеотдача» проведено 44 ГРП, из которых на 37 получены положительные результаты. Данный способ интесификации рекомендуется по-возможности принять в качестве основного для вывода из бездействия низкопродуктивных скважин.

Практически весь фонд скважин, ожидающих подключения на УКПГ-1В и УКПГ-3В не может быть введен в эксплуатацию без проведения в них дополнительных работ по ликвидации негерметичности колонн, изоляции водопритока, интенсификации притока и др., а также освоения (незавершенные производством). В районе УКПГ-2В скважины, которые не были в эксплуатации, либо недоосвоены, либо требуют производства аварийно-восстановительных работ (прихват или обрыв НКТ, замена фонтанной арматуры).

Находящиеся на балансе Ф. «Тюменбургаз» все десять скважин на УКПГ-1В как освоенные, так и неосвоенные требуют проведения работ по ликвидации негерметичности и водоизоляции, а также аварийно-восставновительных работ. В районе УКПГ-2В, за исключением пяти скважин 210 куста и скв. 21308 неперфорированных, остальные 12 на действующих кустах ожидают либо дополнительного освоения, либо проведения после освоения ремонтных работ.

Таким образом, простаивающий фонд эксплуатационных газоконденсатных скважин на месторождении составляет 160 ед., из которых только 13 скважин с удовлетворительным техническим состоянием ожидают ввода или не освоены. Для пуска в работу остальных скважин необходимо проведение работ по их капитальному ремонту и интенсификации.

Оценивая результаты проводимых на месторождении ремонтных работ, следует отметить их относительно низкую успешность для вывода скважин из простоя. Так из 25 скважин, капитально отремонтированных в 2004 г., введены в эксплуатацию только 10, то есть успешность составила 40%. Отдельные скважины (№ 10202, 10402, 10706, 10903, 12002, 12205, 12602, 12603, 12605, 21307, 21704, 30507, 30702 и др.), несмотря на проведенные работы, не подлежат восстановлению по комплексу технических и геологических причин.

Анализ геолого-промысловых характеристик разреза, технического состояния простаивающего фонда скважин, а также среднестатистические показатели эффективности различных видов ремонтных работ свидетельствуют о том, что за счет освоения скважин незавершенного производства и выполнения мероприятий по выводу из бездействия уже пробуренных скважин, действующий фонд в соответствии «Программой вывода из незавершенного производства и ремонта скважин ООО «Ямбурггаздобыча» на период 2006-2008 г», к 2009 г может быть максимально пополнен на 40-50 ед. без учета выбытия.

3.2 Технологический режим работы скважин
Основным условием нормальной эксплуатации скважин при установлении технологического режима эксплуатации является обеспечение минимального дебита газа, способствующего полному и непрерывному выносу жидкости с забоя.

Большинство газоконденсатных скважин (свыше 80%) на месторождении оснащены лифтовыми колонами 89 мм. или секционными 102 х 89 мм, остальные диаметры 73 мм или 89 х 73 мм.

По состоянию 01.07.06г. рабочие дебиты скважин по месторождению варьировали от 80 до 578 м³/сут при средней величине 194 м³/сут.

Сопоставление фактических дебитов скважин с базовыми, которые удовлетворяют условию выноса жидкости с забоя, показало, что в 26 скважинах действующего фонда рабочие дебиты ниже предельных значений, а еще в 15 близки к ним. Последнее усугубляется тем, что практически во всех скважинах интервал перфорации лифтовыми колоннами не перекрыт или перекрыт частично. Данное обстоятельство, как уже отмечалось выше, способствует образованию шламово-жидкостных пробок на забое, перекрывающих интервал перфорации и снижающих продуктивность скважин. Как правило, такие скважины характеризуются температурным режимом, близким к условиям гидратообразования и склонны к самозадавливанию.


4. Система сбора продукции скважин

4.1 Схема сбора продукции газоконденсатных сква­жин
Газоконденсатный комплекс Ямбургского месторождения представляет из себя централи­зованную схему сбора газа от кустов газоконденсатных скважин на установки первичной подго­товки газа УППГ-2В и УППГ-3В и центральную установку комплексной подготовки газа УКПГ-1В. На УППГ осуществляется ввод в межпромысловые коллектора метанола и подогрев части газа первичной сепарации, с целью обеспечения безгидратного транспорта пластовой газоконденсатной смеси до пункта окончательной подготовки - УКПГ-1В (рисунок 4.1.).

К настоящему времени на всех трех пунктах сбора газа обустроено и находится в эксплуатации 53 куста газоконденсат­ных скважин с количеством скважин в кусте от 3 до 14. В среднем на кусте размещается по 6 - 7 скважин. Минимальные устьевые давления на 2006 г. составляли по району УКПГ-1В - 9,0 МПа, УППГ-2В - 9,58 МПа, УППГ-3В - 9,37 МПа.

Существующая схема газосбора - преимущественно лучевая, от каждого куста скважин к входной гребенке пункта сбора проложен единый трубопровод. Диаметры газо­сборных трубопроводов от 168 мм до 325 мм. Максимальные длины от куста до сборного пункта составляют менее 13 км.

Для доразработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения на полное раз­витие предлагается бурение 108-ми наклонно-направленных скважин. Исходя из размещения за­боев скважин, топографии местности и расположения существующих объектов инфраструктуры, скважины объединены в кусты по три - шесть скважин, в основном по пять скважин.

Количество кустовых площадок - 25 шт. Все площадки вынесены за пределы водоохранных зон. Максималь­ные расстояния от кустов до сборных пунктов в некоторых случаях достигают 22 км. Размещение перспективных кустов скважин на газоконденсатном промысле приведено на рисунке 4.2.


Рисунок 4.1 – Структурно-технологическая схема подготовки

валанжинского газа Ямбургского ГКМ
В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увели­чения давления выше рабочего с установкой клапана-отсекателя;

термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных кла­панов.

Система промыслового сбора газа предназначена для сбора и транспорта добываемого газа от кустов скважин до установки комплексной подготовки газа УКПГ-1В и установок предварительной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В.

На большинстве газоконденсатных месторождений Западной Сибири принята лучевая схема сбора газа, обеспечивающая более высокую надежность системы и эффективный контроль над работой кустов и скважин по сравнению с коллекторной схемой сбора. Однако из-за больших расстояний от добывающих кустов скважин до установок подготовки газа и, соответственно, большой металлоемкости газосборных сетей, рассчитаны параметры шлейфов для коллекторно-лучевой и лучевой систем сбора продукции скважин с целью проведения сравнительного экономического анализа.

Подбор диаметров шлейфов выполнен из условия допустимой скорости газа в трубе равной 25 м/с и обеспечения давления на входе в УКПГ, УППГ не ниже давления газа в подходящих к ним существующих шлейфах. Расчеты вновь вводимых шлейфов выполнены для двух вариантов отбора газа: для поддержания добычи газа по месторождению на уровне 15 и 18 млрд.м³/год, соответственно.



Рисунок 4.2 – Параметры коллекторно-лучевой системы газосбора для поддержания добычи 15 млрд.м³/год

Расчет необходимых диаметров шлейфов проводился с ограничением максимального диаметра до величины не более Ду=500 мм.

Режим работы большинства теплоизолированных шлейфов надземной прокладки от кус­тов и скважин в зимний период гидратный, поэтому предусмотрена подача метанола на кусты скважин от УКПГ и УППГ.

В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газо­добывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

-возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

-автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увели­чения давления выше рабочего с установкой клапана отсекателя;

-термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

-установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

-возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

-отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных кла­панов.

Для обеспечения надежности работы клапанов-отсекателей и предохранительных клапа­нов рекомендуется предусмотреть электрообогрев корпусов этих клапанов греющим кабелем. Кроме этого рекомендуется предусмотреть подачу метанола на седла клапанов, где возможно гид-ратообразование при их срабатывании, а также после регулятора давления на трубопроводе пода­чи газа на факел для предотвращения гидратообразования при снижении температуры газа после регулятора.

4.2 Технологическая схема подготовки газа и конденсата
Товарной продукцией УКПГ-1В являются:

природный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93, подаваемый в межпромысловый коллектор с температурой минус 2-5°С и давлением до 6,0 МПа;

нестабильный газовый конденсат, соответствующий ТУ 05751745-02-88, подаваемый в магистральный конденсатопровод с температурой минус 4-5°С и давлением до 7,5 МПа.

В процессе подготовки газа используется :

ингибитор гидратообразования — метанол;

абсорбент углеводородов - охлажденный конденсат 1-ой ступени сепарации.
Таблица 4.1 – Характеристики пластовой газоконденсатной смеси

Компоненты	Молекулярная масса, кг/моль	% мольные
N2	28	0,68
СО2	44	0,3
СН4	16	89,64
С2Н6	30	4,54
С3Н8	44	1,99
i-С4Н10	58	0,48
n-С4Н10	58	0,47
С5+	115	1,9

Исходным сырьем для получения товарного газа и конденсата на УКПГ-1в служит пластовый газ валанжинских залежей ЯГКМ.

Удельный выход нестабильного газового конденсата при применении процесса НТА, давлении 6,0 МПа и температуре минус 25°С 120 г/м³.

В качестве ингибитора гидратообразования принят метанол (ГОСТ 2222-78).

Физико-химическая характеристика :

Химическая формула - СНзОН

Молекулярный вес - 32,04

Плотность при 20°С - 0,79

Температура кипения, °С - 64,7

Температура замерзания, °С - минус 97,1

Температура плавления, °С - минус 93,9

Пластовый газ с давлением до 11 МПа и температурой 15-30°С от кустов скважин поступает на узлы входа шлейфов. Схема узлов входа шлейфов обеспечивает продувку шлейфов на ГФУ и вывод на режим, снижение давления газа до требуемого на входе в УКПГ, защиту от превышения давления.

С узлов входа шлейфов сырой пластовый газ по 2 коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1 пункта сепарации I очереди.

Пункт сепарации пластового газа предназначен для отделения газа от конденсата, пластовой или метанольной воды и механических примесей.

Сырой пластовый газ от ППА по коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1/1-3, в которых происходит отделение от газа конденсата, пластовой воды и механических примесей.

Из сепараторов С-1 сырой газ, частично освобожденный от конденсата, пластовой воды и механических примесей, поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в абсорберы А-1/1-3.

Конденсат с пластовой водой из сепараторов С-1/1-3 поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в разделители Р-1/1-4.

В продувочном сепараторе С-2 дегазируются поступившие из пробкоуловителя конденсат, пластовая вода, которые из сепаратора С-2 поступают в трубопровод подачи конденсата из сепараторов С-1/1-3 в разделители Р-1/1-4.

Газ из сепаратора С-2 поступает в трубопровод подачи сырого газа из сепараторов С-1/1-3 в абсорберы А-1/1-3.

Для сокращения потерь метанола схемой предусматривается подача части водометанольного раствора (ВМР), отбираемого с "полуглухой" тарелки абсорбера А-1/1-3, в разделители Р-2 для разбавления водометанольной фазы, что снижает растворимость метанола в углеводородном конденсате. В низкотемпературных абсорберах А-2/1-3, состоящих из кубовой, абсорбционной и сепарационной секций производится извлечение углеводородов абсорбентом — охлажденным конденсатом, подаваемым из разделителей Р-1/1-4.

Для охлаждения газа применяются воздушные холодильники ВХ-1/1-8, турбодетандерные агрегаты БТД-1/1-6, работающие по схеме "компрессор-турбина". Для рекуперации холода газовых и конденсатных потоков используются кожухотрубчатые теплообменники Т-1/1-3 (газ-газ), Т-2/1-6 (газ-конденсат) и Т-3/1-6 (конденсат-конденсат). Теплообменники Т-1/1-3 обвязаны параллельно по трубному и межтрубному пространству. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 смонтированы попарно в 3-й группы теплообменников. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 по межтрубному пространству обвязаны последовательно - параллельно.

Для предотвращения гидратообразования производится подача метанола через панели ИНГ-2 и систему трубопроводов индивидуальной подачи в следующие точки :

- на вход газа в турбины турбодетандерных агрегатов БТД-1/1-6;

- на вход газа в воздушные холодильники ВХ-1/1-8;

- на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-1/1-3;

- на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-2/1-6;

- на вход конденсата в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6.

В низкотемпературных сепараторах С-3/1-3 отделяется конденсат и ВМР, выделившиеся при охлаждении газа в воздушных холодильниках ВХ-1/1-8 и теплообменниках Т-1/1-3.

В разделителях Р-1/1-4 разделяются конденсат и метанольная вода, выделившейся в сепараторах С-1/1-3 и сепарационной секции абсорберов А-1/1-3.

Сырой газ, с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С, из пункта сепарации пластового газа по коллектору через входные пневмокраны Г-201/1-3 поступает в абсорберы А-1/1-3, в которых последовательно проходят секции :

сепарационную, где происходит отделение газа от конденсата и пластовой воды, которые через клапан-регулятор уровня поз.КРУ-2, дроссельную шайбу поступают в разделители Р-1/1-4;

отдувочную, где происходит отдувка газом метанола из ВМР с концентрацией 80-85% масс., подаваемого на верхнюю тарелку секции насосами И-10/3-13 из емкости Е-4 установки регенерации метанола;

фильтрующую, где капельный ВМР, выносимый потоком газа, коагулируется на сетке фильтра, стекает в коллектор насыщенного ВМР и поступает в разделители Р-3/1-2.

С полуглухой тарелки отдувочной секции, ВМР с концентрацией метанола 40-65% масс., поступает в разделители насыщенного ВМР Р-3/1-2 установки регенерации метанола и далее в разделители II ступени Р-2.

Газ из абсорберов А-1/1-3 поступает по коллектору на компрессоры турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6.

Газ после компрессоров БТДА-1/1-6 поступает в воздушные холодильники ВХ-1/1-8, где охлаждается до температуры 4-18°С.

В холодный период года при давлении газа на входе в С-1 >8,7 МПа достижение температуры НТА минус 29-30°С возможно без применения турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6 за счет дроссель-эффекта, получаемого на клапане-регуляторе давления КРД-2, при этом газ проходит по байпасам компрессора и турбины БТДА.

Недостатком технологической схемы является то, что входные и выходные коллекторы АВО газа изготовлены из нехладостойкой стали. Для предотвращения разрушения коллекторов при температурах ниже минус 20°С предусмотрен электрообогрев коллекторов, осуществляемый греющим кабелем типа КМЖ, который обеспечивает плюсовую температуру стенок коллекторов и патрубков при температуре окружающего воздуха до минус 54°С.

Из воздушных холодильников ВХ-1/1-8 газ поступает в трубное пространство обвязанных параллельно теплообменников Т-1/1-3 (газ-газ) и Т-2/1-6 (газ-конденсат), при этом количество газа, поступающего в Т-2/1-6 регулируется клапаном-регулятором поз.КРТ-2 по температуре конденсата, направляемого в выветриватель В-2 (в насосную конденсата).

В теплообменниках газ охлаждается поступающими в межтрубное пространство потоками :

газа в Т-1 /1 -3 - из абсорберов А-2/1 -3 с температурой минус 25-30°С;

конденсата в Т-2/1-6 — из теплообменников Т-3 или разделителей Р-2 с температурой минус 15-11°С.

Из теплообменников Т-1/1-3 и Т-2/1-6 охлажденный газ под давлением 8,5-10,5 МПа, с температурой 4-+15°С поступает в низкотемпературные сепараторы С-3/1-3, где от газа отделяется жидкая фаза, которая поступает в трубопровод подачи конденсата в выветриватель В-2.

Из сепараторов С-3/1-3 большая часть газа (80%) направляется в турбины ТДА-1/1-6, где за счет расширения до давления 5,5-6,4 МПа, охлаждается до температуры минус 23-28°С, и далее - в абсорберы извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3.

Остальной газ (20%) поступает в качестве активного в эжекторы ЭГ-1/1-3. Пассивным являются газы выветривания из разделителей Р-2, выветривателя В-2 и емкостей Е-101.

В зимний период при работе I очереди по дроссельной схеме, а II - с включением ТДА, количество активного газа не регламентируется и поэтому эжекторы I очереди могут принять также газы выветривания из разделителей Р-2р II очереди, обеспечивая более устойчивый режим работы ТДА II очереди.

Смесь газов с давлением 5,5—6,4 МПа направляется в общий коллектор входа в абсорберы А-2/1-3.

Остаток потока газа после С-3/1-3, не используемый в эжекторах, дросселируется, проходя клапаны-регуляторы КРД-2 и также поступает в абсорберы А-2/1-3.

Генпроектировщиком Ямбурга - институтом «Южниигипрогаз» проведение процесса низкотемпературной абсорбции разрешено при температуре не ниже минус 30°С.

В абсорберах извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3 газ последовательно проходит секции:

- абсорбционную, в которую поступает на нижнюю тарелку. В абсорбционной секции происходит извлечение (абсорбция) из газа углеводородов С₃₊ охлажденным конденсатом из разделителей Р-1/1-4, подаваемым на орошение на верхнюю тарелку;

- сепарационную, где происходит отделение газа от капельного конденсата, выносимого потоком газа.

При неработающих БТДА-1/1-6 газ из сепараторов С-3/1-3 поступает в качестве активного газа в эжекторы ЭГ-1/1-3, смонтированные параллельно, эжектируя газы выветривания из выветривателя В-2 и разделителей Р-2/1-3. Производительность эжекторов определяется применением соответствующих вставок-сопел. Из эжекторов ЭГ-1/1-3 смесь газов поступает в трубопровод подачи газа в абсорберы А-2/1-3, после клапана-регулятора давления КРД-2.

Схемой предусмотрена подача активного газа на эжекторы ЭГ-1/1-3 после абсорберов А-1/1-3 при возникновении избытка холода в зимний период.

Из абсорберов А-2/1-3 осушенный газ под давлением до 6,0 МПа с температурой минус 25-30°С поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-1/1-3.

Из межтрубного пространства теплообменников Т-1/1-3 газ с температурой минус 2-5°С поступает на узел хозрасчетного замера, состоящий из трех параллельных ниток с замерными диафрагмами.

Из замерного узла товарный газ по коллектору Ду 1000 направляется в межпромысловый коллектор.

В разделителях Р-1/1-4 происходит разделение конденсата от пластовой воды и метанола и дегазация жидкой фазы. Газ из разделителей Р-1/1-4 поступает в кубовую секцию абсорберов А-2/1-3.

Водометанольный раствор из разделителей Р-1/1-4 через клапан-отсекатель поз. КРУ-4 поступает на установку регенерации метанола.

Конденсат из разделителей Р-1/1-4 через клапан-регулятор уровня КРУ-5 направляется в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6, где охлаждается до температуры минус 22-25°С конденсатом, поступающим в межтрубное пространство из кубовой части абсорберов А-2/1-3, и направляется на орошение верхней тарелки абсорбционной секции абсорберов А-2/1-3.

В абсорберах А-2/1-3 конденсат с полуглухих тарелок абсорбционной и сепарационной секций поступает в кубовую секцию. Из кубовой секции абсорберов А-2/1,3 конденсат подается в межтрубное пространство теплообменников Т-3/1-6 (конденсат-конденсат), а затем Т-2/1-6 (газ-конденсат), где газом, подаваемым в трубное пространство, регулируется температура конденсата, поступающего из Т-2 в выветриватель В-2.

Особенностью обвязки вывода конденсата из кубовой секции абсорбера А-2/2 является то, что клапан-регулятор уровня КРУ-6 установлен на трубопроводе после теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6.

После теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6конденсат с температурой 2-7°С поступает в выветриватель В-2. Для снижения потерь метанола с углеводородным конденсатом после монтажа дополнительных трубопроводов конденсат после теплообменников Т-3 подается на разгазирование в выветриватель В-2, разделители Р -2 и емкости Е-101, а затем насосами Н-20 возвращается на нагрев в теплообменники Т-2 и далее – на хозрасчетный замер и в магистральный конденсатопровод.



Рисунок 4.3 – Принципиальная схема технологической линии УКПГ-1В Ямбургского месторождения

5. Принцип работы аппарата очистки газа и его конструкция
Сепаратор с промывочной секций (рисунок 5.1) предназначен для выделения основной массы жидкости из газового потока.

Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат внутренним диаметром 1800 мм с узлом предварительной очистки газа (у штуцера входа) и тремя секциями:

- входной с сепарационными элементами типа ГП 353;

- выходной сепарационной с элементами типа ГПР 667;

- секции промывки, состоящей из 2-х массообменных тарелок с центробежными элементами типа ГПР 340.

Газ входит в среднюю часть сепаратора и ударяется в отбойное ребро. При этом резко изменяется направление и скорость газового потока.

За счет изменения скорости газа происходит частичное выделение взвешенных в нем капель жидкости, которые стекают вниз по поверхности ребер. Для более полного выделения капель жидкости из газового потока служит жалюзийная насадка. Проходя через жалюзи насадки, газовый поток неоднократно изменяет свое направление, что приводит к выделению капель жидкости. Стекая по насадке, капли укрупняются, образуют пленку и смачивают насадку. Затем жидкость попадает в сливные трубки, по которым стекает в сливные карманы, служащие гидрозатворами.

Из сливных карманов жидкость направляется в кубовую часть сепаратора с подогревом, где происходит выделение некоторого количества газа из отделившейся в сепараторе жидкости. Уровень жидкости в первичном сепараторе поддерживается с помощью регулятора непрерывного действия, также предусмотрена сигнализация максимум и минимум уровней, давление контролируется техническим манометром. Для интенсификации процесса отделения капель жидкости от газа на входе в сепаратор установлено завихрительное устройство.


Рисунок 5.1– Эскиз сепаратора С-201 с промывочной секцией (ГП 1181.04.000-01)
На выходе из завихрителя поток газа приобретает вращательное движение, капельки жидкости, имеющие большую, чем частички газа массу, отбрасываются к периферии потока, укрупняются и под действием силы тяжести оседают вниз. Жидкость собирается в нижней части аппарата. Уровень жидкости в промежуточном сепараторе поддерживается автоматически регулятором непрерывного действия, фиксируются минимальная и максимальная величины уровней и сигнализируются на дисплее. Температура сепараторе измеряется термометром сопротивления, давление – техническим манометром.


6. Технологический расчет сепаратора с промывочной секцией С-201 ( ГП 1181.04.01.000 РР2)

Задачей технологического расчета является определение геометри-ческих размеров аппарата и его гидравлического сопротивления.

Таблица 6.1 Исходные данные для расчета

Наименование показателя, обозначение, единица измерения	Значение
Производительность по газу Qг, м3/ч при условии: P=0,1013 МПа; t=0°C	416670
Давление рабочее Рр, МПа	от 7,5 до 3,0
Давление расчетное Ррасч, МПа	8,25
Температура рабочая T, K:	293
Производительность по промывочной жидкости Qж, м3/ч	10
Начальное содержание жидкости в газе, г/см3 (см3/см3):
-воды, lв	1,06
-конденсата, lк	0,007
-метанола, lм	0,3
Плотность газа ρ0, кг/м3	0.7259
Плотность пластовой воды ρв, кг/м3	1010
Наименование промывочной жидкости	конденсационная вода
Плотность промывочной жидкости ρж, кг/м3	1000
Поверхностное натяжение промывочной жидкости при P=0,1013 МПа , н/м	74,9⸱10-3
Поверхностное натяжение конденсата в рабочих условиях , н/м	13⸱10-3
Допустимое гидравлическое сопротивление [ , МПа	0,03
Массовая концентрация мехпримесей на входе, мг/м3	10

6.1 Расчет входной сепарационной секции (элементы по ГПР 353.00.000)

Объемная производительность по газу в рабочих условиях определяется по формуле

(6.1)

где – производительность сепаратор по газу, м³/ч;

– рабочая и нормальная (273 К) температура, К;

, – рабочее и нормальное (0,1 МПа) давления, МПа;

– коэффициент сверхсжимаемости при рабочих и нормальных (Z₀=1) условиях.

Коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях Z_p определяется (используя псевдоприведенные давления π и температуру τ ) по графикам[1, c. 387] или по уравнению, справедливому для тощих газов:

(6.2)

или по уравнению

(6.3)

Плотность газа в рабочих условиях (ρ_р), кг/м³, определяется по формуле

, (6.4)

где ρ₀ – плотность в нормальных условиях, кг/м³;

Определяем критическую скорость газа ( в прямоточном центробежном элементе

(6.5)

где T_s=f(p) – коэффициент структурных изменений газожидкостного потока; T_s=8,5;

g – ускорение свободного падения, м²/с;

σ – поверхностное натяжение конденсата в рабочих условиях, н/м, σ=13⸱10^-3 н/м;

ρ_р – плотность газа в рабочих условиях.

Расчетная площадь прямоточно-центробежных элементов определяется из выражения

(6.6)

Определяем расчетное количество прямоточно-центробежных элементов n_p:

(6.7)

где f_c – площадь прямоточно-центробежного элемента

, м², (6.8)

где d_c – элемента, м, d_c=0,1 м.

Расчетный диаметр сепаратора определяется по формуле

(6.9)

где ε – коэффициент использования живого сечения полотна тарелки, ε=0,36.

6.2 Расчет секции промывки ( элемента по ГПР 340.00.000)

Определяем допустимую скорость в контактно-сепарационном элементе

, м/с, (6.10)

где Ф_max – фактор скорости газа в контактно-сепарационном элементе, Ф_max =24,3.

Расчетное число контактно-сепарационных элементов n _k-c определяется из выражения

шт., (6.11)

где f_k-s – площадь одного элемента

, (6.12)

где d_k-c – диаметр элемента, м. d_k-c=0,06 м.

Рабочая площадь контактно-сепарационной тарелки F_раб равна

(6.13)

где f_раб – рабочая площадь, занимаемая одним элементом:

(6.14)

где d_эл.н – диаметр элемента наружный, м;

d_эд.н = 0,062 м;

с_эл – расстояние между элементами по наружному диаметру, м;

с­_эл = 0,038 м.

Площадь сечения перелива

, м², (6.15)

где Q_ж – производительность по промывочной жидкости, м³/ч;

k₁ – коэффициент запаса на площадь переливных перегородок;

k₁ = 1,05;

W_пер=0,1 м/с – допустимая скорость в переливе.

Площадь свободного сечения аппарата без учета площади опорных балок и опорных колец F_k^″ равна

F_k^″=F_раб + 2F′_пер, м². (6.16)

Диаметр аппарата D^” определяется из выражения

D^″=1,13 (6.17)

Количество опорных балок n_б определяется из выражения

(6.18)

Определяем площадь опорных балок F_оп.б

, (6.19)

где b – ширина полотна тарелки, требуемая под опорную балку, м.

b=0,06 м

Площадь сечения аппарата с учетом площади опорных балок F’k определяется из выражения

(6.20)

Определяем диаметр аппарата с учетом площади опорных балок

(6.21)

Центральный угол сегментного перелива α₁^’ определяется по формуле

(6.22)

где h′₁ –величина стрелки сегментного перелива, м.

h′₁=0,1 м

Площадь сегментного перелива F^’ определяется по формуле

, м²_. (6.23)

Определяем величину стрелки приемного кармана h^’₂

h′₂=h′₁ + 0,06 (6.24)

Центральный угол сегмента приемного кармана α′₂ определяется по формуле

(6.25)

Площадь сегмента кармана F^’₂ определяется по формуле

, м²_. (6.26)

Расчетная площадь сечения аппарата F_p равна

F_p=F_раб+F_оп.б+F′₁+F′₂, м². (6.27)

Определяем расчетный диаметр аппарата D_p

(6.28)

На основании анализа расчета входной сепарационной секции (D_p) и секции промывки (D_p) проверяют, подходит ли стандартный диаметр аппарата (D=1,8 м). Если D_p
- на входной сепарационной тарелке установлены элементы по ГПР 353.00.000 в количестве 12 шт.;

- на тарелке в секции промывки установлены элементы по ГПР 340.00.000 в количестве 190 шт.;

- на входной сепарационной тарелке установлены овально-цилиндрические барабаны по ГПР 657.00.000 в количестве 15 шт.

6.3 Расчет выходной сепарационной секции (овально-цилиндрические барабаны по ГПР 657.00.000)

Критическая скорость газа в барабанах W_­кр определяется по формуле

(6.29)

где С_е – коэффициент, характеризующий начальное содержание жидкости:

(6.30)

где е – унос жидкости из секции промывки, см³/м³:

(6.31)

C_ε = f(ε) – коэффициент использования живого сечения, C_ε = 0,93

(6.32)

где F_d – площадь сечения аппарата, м²:

(6.33)

σ_ж – поверхностное натяжение жидкости в рабочих условиях, (мН/м)

(6.34)

где σ₀ – поверхностное натяжение жидкости в нормальных условиях, мН/м

Суммарную площадь верхних овальных оснований барабанов ΣF_в.ос определяем из выражения

(6.35)

где – количество барабанов, шт.;

n_б=15 шт;

– площадь верхнего овального основания барабана.

(6.36)

где d – ширина овального основания, м; d = 0.21 м;

b – длина овального основания, м; b = 0,44 м.

T_s=f(n), где . (6.37)

Необходимая рабочая поверхность барабанов F_н определяется из выражения следующего вида

(6.38)

Фактическая рабочая поверхность барабанов, определяемая по средней линии с учетом толщины сетки, определяется из выражения

(6.39)

где – диаметр по средней линии барабана, м, ;

– высота барабана, м,

Необходимое условие

(6.40)

6.4 Расчет переливного устройства секции промывки

Центральный угол сегментного перелива

(6.41)

Действительная площадь перелива F_пер определяется по формуле

(6.42)



Действительная величина стрелки приемного кармана

(6.43)

– действительная величина стрелки слива.

Длина хорды сегментного перелива

(6.44)

6.5 Расчет гидравлического сопротивления контактных тарелок

Перепад давления на тарелке


(6.45)
, мм.вод.ст. (МПа)


(6.46)
Действительная скорость газа в элементе



где F_к.с – площадь контактно-сепарационных элементов, м²


(6.47)
, м²,

где f_к.с – площадь контактно-сепарационного элемента, м²;

n_к.с – количество контактно-сепарационных элементов, шт.


(6.48)
Нагрузка по жидкости на единицу длины слива определяются из следующего выражения


(6.49)
м³/м⸱ч




(6.50)
Подбор жидкости над сливной планкой

, мм,


(6.51)
Высота слоя светлой жидкости на тарелке

, м,

где h_п – высота сливной планки, мм,

h_п =40 мм.


(6.52)
Объемный расход жидкости, проходящей через один элемент:

, м³/ч.


(6.53)
Условие нормальной работы тарелки

.

6.6 Проверка расстояния между контактными тарелками


(6.54)
Высота слоя светлой жидкости в переливе h_ж определяется по формуле



где h_з.п – высота запорной планки, мм;

h_з.п =100мм.


(6.55)
– сопротивление движению жидкости в переливе, мм вод.ст.

, мм.вод.ст.,

где y – наиболее узкое сечение в переливе, м;

y= 0, 04 м;

K₄=250 м.


(6.56)
ρ_ж^′ – плотность жидкости по отношению к плотности, мм.вод. ст.,

.


(6.57)
Высота вспененной жидкости в переливе

H_п= , мм,


(6.58)
где ρ_п^’ – плотность вспененной жидкости по отношению к плотности исходной жидкости;




(6.59)
Условие нормальной работы перелива

H_п