Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Апреля 2014 в 19:29, курсовая работа
Попутный нефтяной газ (ПНГ) – это смесь газов и различных веществ, которые выделяются из скважин в процессе добычи нефти. В отличие от природного газа попутный нефтяной газ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов.
Как и природный газ или нефть, ПНГ является ценным сырьем для химической и энергетической промышленности. Несмотря на высокую теплотворную способность, использование ПНГ в электрогенерации затруднительно, в связи с существенной нестабильностью состава и наличием высокого числа примесей, что приводит к существенным затратам на подготовку (очистку) газа.
– объемный расход жидкости.
Если
Если
Третья группа: по степени технологического совершенства сепаратора характеризуется 3-мя положениями.
Самым эффективным и технологически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносятся капельная жидкость и пузырьки газа, при этом время задержки в сепараторе и расход металла на его изготовление минимальными, кроме того, в таком сепараторе должно устанавливаться фазовое равновесие между газом и нефтью.
Для снижения пульсации перед входом в сепаратор устанавливается депульсатор.
Рисунок 5 - Схема узла предварительного отбора газа (депульсатор)
1 – газоводонефтяная смесь от подводящего коллектора; 2 – газосборный коллектор; 3 – газоотводящие патрубки; 4 – разделительный трубопровод;
5 – газопровод; 6 – отвод газа; 7 – нефтегазовый сепаратор; 8 - патрубок сброса воды.
Производительность сепараторов и качества процесса обусловлены степенью завершенности медленно протекающих процессов.
Три основных процесса:
Наименьшее количество сепараторов и наибольшая производительность сепаратора достигается при вводе газонефтянного потока на полке сепарационной емкости через стабилизатор потока при малом перепаде давления со скоростью не более 1м\с.
Если скорость потока не превышает 5м\с, то газовая фаза отделяется на 90% от всего объема свободного газа.
Наибольшая эффективность процесса сепарации будет достигаться при совмещение процесса сепарации в системах сбора и транспортирования. По этой технологии процесс сепарации газа осуществляется дифференцирования по операциям. Возникновение зародышей коалисценсия газовых пузырьков, переход этих пузырьков в газовую фазу, возникновение и гашение пены, очистка газа от взвешанных частиц жидкости.
Использование винтовых компрессорно-насосных агрегатов при перекачке газа на концевых ступенях.
Использование гидродинамических турболизаторов, их устанавливают до сепаратора. Они представляют собой различные насадки.
Вводом нефти в сепараторе в жидкую фазу осуществляется действие эффекта кипения, что способствует интенсификации процесса сепарации.
4.1 Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождение «Одопту-море»
4.1.1 Система сбора скважинной продукции
Южный куст
Добываемая продукция от скважин по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400, где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер дебита газа. Проектом разработки установлено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.
Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2450 т/сут.
Северный куст
Добываемая продукция от скважины по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400, где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер газа. Проектом предусмотрено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.
Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2325 т/сут.
На измерительных установках в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От измерительных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированной добычи нефти.
Рисунок 6 - Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды
На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.
Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 по газопроводам поступает на площадку предварительной сепарации, где происходит отделение от влаги, затем проходит через дожимную компрессорную станцию и направляется на комплекс сооружений по подготовки газа 13, а жидкая продукция — в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой и поступает электродегидратор 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления.
Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, по газопроводу направляется на площадку предварительной сепарации, затем проходит через дожимную компрессорную станцию, для дальнейшего поступления на комплекс сооружений по подготовке газа 13, где осуществляются процессы компримирования, осушки и извлечения тяжелых углеводородов.
Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов 12 и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16.
Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12.
Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23.
4.1.2 Установка подготовки попутного нефтяного газа и его транспортировка потребителю.
Упрощенная схема системы подготовки газа представлена на рисунке 7.
Рисунок 7 – Упрощенная схема подготовки попутного нефтяного газа.
ПНГ – попутный нефтяной газ с ДКС; ФД – факел давления; С-101 – газовый сепаратор; НТС – низкотемпературный сепаратор; ЕП-101/H-101 – дренажная емкость, для сбора конденсата; T-701 абсорбер – установка по осушки газа; НТЭГ – насыщенный триэтиленгликоль; РТЭГ – раствор триэтиленгликоля; V -102 – трехфазный сепаратор «газ-гликоль»; Е-102 – установка дегенерации десорбер, подогрев.
Дожимная компрессорная станция ДКС «Одопту» предназначена для компримирования нефтяного попутного газа месторождения Одопту-море, поступающего с УКПН для осушки и дальнейшего транспорта газа с давлением Р=1,6 МПа по г/п «Одопту – АГРС «Тунгор» Ду300, Ду400 мм на АГРС «Тунгор» и г/п «Кыдыланьи – Оха».
Компримирование газа осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на базе интегрированных мотор-компрессоров производства компании Cameron Compression Systems, США, блочного исполнения. Перекачиваемый технологический газ служит также топливным газом для ГПА. Топливный газ на газопоршневые приводы компрессоров отбирается после установки осушки.
Суммарная проектная производительность компрессорной станции по газу составляет 350 млн. м3/год (1 млн. нм3/сут.) в том числе:
Часть скомпримированного газа в объеме ~1000 нм3/час редуцируется и используется на собственные нужды ДКС (газопоршневые приводы компрессорных агрегатов, установка осушки газа).
Для компримирования газа установлено 6 газоперекачивающих агрегатов: на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2803 LE – 1шт., на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2804 LE – 5шт., (5 рабочих, 1 резервный).
В состав компрессорной станции входят основные технологические сооружения:
Попутный нефтяной газ по трубопроводу Ду=200 мм, с давлением Р=1,0-1,5 МПа, поступает в сепаратор поз. С-101, где происходит отделение капельной жидкости, а также проходит очистку от Н2S и СО2 абсорбцией аминами.
Отделенный газовый конденсат (вода) из сепараторов С-101 через регуляторы уровня LV101, LV102, сливается в дренажную емкость с погружным насосом поз. ЕП-101/Н-101. Откуда насосным агрегатом АВ50/50 поступает в автоцистерну для защиты от превышения уровня жидкости в сепараторах, на линиях выхода газового конденсата установлены электромагнитные клапаны с автоматическим их открытием по верхнему уровню и закрытием по нижнему уровню в сепараторах.
Сброс газа с сепаратора С-101 с предохранительных устройств осуществляется на факельную установку.
Далее газ по газопроводу №81 Q=1000000 нм3/сут, Р=1,0-1,5 МПа и t=15-160С поступает на прием низкотемпературной сепарационной установки (НТС). В ней происходит расширение газа с дальнейшим охлаждением до температуры 35-490С. Сброс газа с сепараторов С-201/1 и С-201/2 через клапаны и пневмоприводные клапана по сбросному трубопроводу поступает на факельную установку высокого давления.
Компримированный попутный нефтяной газ после сепараторов С-201/1, С-201/2 поступает в общий коллектор №85 и далее с Q=1000000 нм3/сут, Р=1,8 МПа и t=35-490С подается на УПГ 36ММ/TEG Dehy с использованием ТЭГ.
Установка осушки газа Т-701 абсорбер состоит из:
Газ с Q=1000000 нм3/сут, Р=1,8 МПа и t=35-490С поступает на вход абсорбера Т-701. В абсорбере происходит контакт газа и жидкости, во время которого происходит отделение влаги. Сырой газ подается вниз абсорбера и поднимается вверх. Тощий раствор подается сверху и движется вниз. Опуская по колонне абсорбент поглощает влагу из газа, осушенный газ поднимается наверх и через теплообменник «газ-гликоль» Е-103 выводится с установки. Насыщенный гликоль с нижней тарелки абсорбера Т-701 по регулятору уровня поступает в десорбер Е-102 с целью его дегенерации. Насыщенный гликоль перед подачей в десорбер подогревается в конденсаторах поз. Е-105, V-203 и теплообменниках поз. Е-101/А,В,С «тощий – насыщенный ТЭГ» в верхней части десорбера. Затем он подается в трехфазный сепаратор V-202 «газ-гликоль». Отделившиеся газы подаются на сжигание в Е-102. Отвод гликоля из трехфазного сепаратора - по регулятору уровня, через фильтры поступает в теплообменники «тощий - насыщенный ТЭГ» поз. Е101/АВС, затем в десорбер поз.Е-102.
Основная функция десорбера – выделение влаги из поглотителя ТЭГ, сброс отделенной влаги в атмосферу и улавливание гликоля, испаренного в огневом подогревателе десорбера.