Оборудование для очистки и подготовки газа к дальнему транспорту

ВВЕДЕНИЕ 3 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 5 1.1. Понятие и свойства природного газа 5 1.2. Особенности дальнего транспорта природного газа 8 1.3. Характеристика оборудования для очистки и подготовки газа к дальнему транспорту 9 1.3.1. Состав установки по подготовки газа 10 1.3.2. Схема подготовки газа к дальнему транспорту на примере УКПГ-В 18 2. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ 23 2.1. Характеристика объекта исследования 23 2.2. Описание установленного оборудования 24 2.3. Расчёт числа циклонных пылеуловителей 27 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 30 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 32 ПРИЛОЖЕНИЕ А ЧЕРТЕЖ ФИЛЬТРА СЕПАРАТОРА ФСГ-150 34 ПРИЛОЖЕНИЕ Б ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УКПГ-В 35

ВВЕДЕНИЕ

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов — снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб. Сероводород является вредной примесью. При содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования. Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на промыслах. Из месторождений добывают сухой газ, который непригоден для использования в промышленности. Поэтому перед дальнейшим его распространением необходимо провести несколько этапов очистки и переработки газа. Задачами промысловой подготовки газа к дальнему транспорту являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Актуальность темы данной курсовой работы состоит в том, что оборудование для очистки и подготовки газа в настоящее время поражает своим разнообразием. Основным видом такого оборудования является установка комплексной подготовки газа. Установка включается в себя комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, которые необходимы для сбора и обработки, переработки газа разных видов. Цель курсовой работы: изучение оборудования для очистки и подготовки газа к дальнему транспорту. Для достижения вышеуказанной цели нужно решить ряд задач:  изучить понятие и свойства природного газа;  описать особенности дальнего транспорта природного газа;  охарактеризовать оборудование для очистки и подготовки газа к дальнему транспорту;  произвести расчет числа циклонных пылеуловителей, применяемых на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении для очистки газа в процессе его подготовки к дальнему транспорту. Предмет исследования: оборудование для очистки и подготовки газа к дальнему транспорту. Объект исследования: Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Понятие и свойства природного газа

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, или газ в растворенном виде находится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью. Они, как и нефть, являются смесью различных углеводородов метана, этана, пропана, бутана, пентана. Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, то есть из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98–99 %. Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой, как гелий, аргон и др. Месторождения природного газа подразделяются на три группы: – газонефтяные (природный газ растворен в нефти или находится в свободном состоянии, заполняя повышенную часть залежи – газовую шапку). Газы, добываемые вместе с нефтью, это физическая смесь сухого газа, пропан — бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Газы таких месторождений называют нефтяными или попутными. – газоконденсатные (вследствие повышенного давления, доходящего до 25 – 30 Мпа в газах растворено некоторое количество высококипящих углеводородов). В этой группе газы состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат включает большое число тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. – чисто газовые месторождения (практически представлены метаном). Газ, добываемый из таких месторождений, представляет собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов. Количество конденсата в таком газе составляет от 10 до 500 см³ на 1м³ газа, извлеченного из пласта. Свойства углеводородов, входящих в состав нефтяных газов приведены в таблице 1. Таблица 1 – Основные химические и физические свойства газов

Углеводороды	Химическая формула	Молекулярный вес	Температура плавления, °С	Температура кипения, °С	Критические постоянные		Газовая постоянная	Удельный вес газа при 0°С и 760 мм рт. ст.
					Давление, МПа	Температура, °С		кг / м3	Относительный уд.        вес по воздуху
Метан	СН4	16,04	-182	-161,6	4,58	-82,1	52,95	0,717	0,555
Этан	С2Н6	30,07	-182	-88,6	4.82	32,3	28,19	1,356	1,049
Пропан	C3HS	44,09	-187	-42,1	4,82	96,8	28,19	2,019	1,562
Изобутан	iC4H10	58,12	-159	-11,7	4,20	134,9	14,59	2,668	2,066
Бутан	C4H10	58,12	-138	-0,5	3,75	152,0	14,59	2,703	2,091
Изопентан	iC5H,2	72.15	-159	27,8	3,29	187,7	11,75	3,216	2,480
Пентан	CsH,2	72,15	-129	36,1	3,30	197,2	11,75	3,220	2,490
Гексан	С6Н14	86,17	-95,3	37,7	2,99	234,7	9,84	3,860	2,970
Гептан	С7Н16	100,2	-90.6	38,4	3,70	267,0	8,43	4,470	3,460
Октан	С8H18	114,23	-56,8	125,7	2,46	296,2	7,42	5,100	3,940
Нонан	С9Н20	128,25	-53,7	150,8	2,26	322,1	6,60	5,710	4,430
Декан	С10Н22	142,28	-29,7	174,1	2,07	345,2	5,95	6,340	4,900

Основным физическим параметром газа является его удельный вес. На практике обычно пользуются понятием относительного удельного веса газа. Относительным удельным весом газа называется отношение веса определенного объема газа к весу такого же объема воздуха при одинаковой температуре и давлении. Относительный удельный вес углеводородных газов колеблется в широких пределах от 0,554 у метана до 2,00 у бутана и выше. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов). Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 °С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6–1,1. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле: S = αPb, где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; P – давление газа над жидкостью, α – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа; b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение α и b зависят от состава газа и жидкости. Коэффициент растворимости α для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5–11 м3/м3 на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,8-0,95. На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость. Теплоемкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1°С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная – в кДж/м3. Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо [1].

1.2. Особенности дальнего транспорта природного газа

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн. нм3 / сут по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке L = 110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния, только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (КС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 — 150 км. Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д. При падении пластового давления, около газовых месторождений строят, так называемые, дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5 — 7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей. Все это свидетельствует о том, что транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом [11].

1.3. Характеристика оборудования для очистки и подготовки газа к дальнему транспорту

Термин «подготовка газа» появился в период становления газовой промышленности в CCCP (за рубежом он не используется, т.к. на промысловых газоперерабатывающих заводах осуществляется комплексная переработка газа). Первоначально подготовка газа заключалась в извлечении воды и механических примесей с использованием процессов сепарации и гликолевой осушки и проводилась на головных сооружениях магистральных газопроводов. Такая обработка газа перед его дальней транспортировкой была достаточной, т.к. разрабатывались месторождения только с высоким содержанием метана (до 97-98%) и газ использовался лишь в виде топлива. При вовлечении в разработку газоконденсатных месторождений цели подготовка газа расширились — появилась необходимость извлечения газового конденсата (ценного продукта, теряющегося при транспортировке). Подготовка газа стала осуществляться на промысловых газовых сборных пунктах главным образом методами низкотемпературной сепарации, основанными на однократной конденсации продукции скважин с использованием ингибиторов гидратообразования, а также методами абсорбции и адсорбции с последующей очисткой газа от сероводорода. Наибольшей эффективностью и надёжностью обладают методы абсорбционной и адсорбционной обработки газа. С середины 70-х гг. подготовка газа постепенно превращается в процесс промысловой переработки продукции скважин) [6].

1.3.1. Состав установки по подготовки газа

Установка подготовки газа включает в себя: 1. Блок сепарации, который необходим для предварительной очистки. Это оборудование обеспечивает отделение от сырого газа капельной воды и влаги, чистит его от механических примесей и жидких углеводородов. Для этого используют специальные разделительные фильтры. Пример чертежа фильтра сепаратора ФСГ-150 приведен в приложении А, фото на рисунке 1. Рисунок 1 — Фильтр-сепаратор газовый ФСГ «Титан»

2. Установки осушки и очистки газа.

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды. При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации. Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода. Для очистки газа от механических примесей используются аппараты, работающие на основе двух разных принципов: «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители) и «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители). На рисунке 2 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осадительной Б (от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла. Пылеуловитель работает следующим образом: очищаемый газ входит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление своего движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. Рисунок 2 — Вертикальный масляный пылеуловитель: 1-трубка для слива загрязненного масла; 2-трубка для долива свежего масла; 3-указатель уровня; 4 -контактные трубки; 5, 6 -перегородки; 7-патрубок для вывода газа; 8-скруббер; 9 -козырек; 10 — патрубок для ввода газа; 11-дренажные трубки; 12-люк для удаления шлама При ударе о козырек их скорость гасится и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец которых расположен в 20-50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в контактные трубки, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли. В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной секции увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент — скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя. Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7. Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2-3 месяца) удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя уровня 3. Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение получили циклонные пылеуловители. Чертеж приведен в приложении А. Циклон — это воздухоочиститель, который обычно используемый в промышленности с целью очистки газов или жидкостей от взвешенных частиц (рисунок 3). Рисунок 3 — Схема циклонного пылеуловителя: — пылевоздушный поток; — очищенный воздух; — легкие примеси Принцип очистки в данном случае инерционный (с использованием центробежной силы), а также гравитационный. Циклонные пылеуловители составляют самую обширную группу среди всех видов пылеуловителей и применяются во всех отраслях промышленности. В нефтегазовом комплексе циклонные пылеуловители используются для очистки газов от катализатора при каталитическом крекинге нефтепродуктов, в технологических и аспирационных системах сажевых производств. Запылённая газовая смесь попадает в циклон через тангенциальный улиточный или наклонный патрубок, после чего получает вращательное движение в корпусе аппарата по двум вихревым потокам: нисходящему (внешнему) и восходящему (внутреннему). Частицы пыли, которые вращаются вместе с вихревым потоком, под действием центробежной силы перемещаются радиально к стенкам конической и цилиндрической частей циклона, в результате чего поступают в бункер. Обеспыленная газовая смесь по центральному восходящему вихревому потоку поступает во внутреннюю трубу и по ней выходит из циклона. Пыль отделяется от воздуха в момент перехода нисходящего потока в восходящий в конической части циклона. Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции. Принципиальная схема очистки газа от H2S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь. Из полученного сероводорода вырабатывают серу. Работа этанол-аминовых газоочистных установок автоматизирована. Степень очистки газа составляет 99 % и выше. Недостатком процесса является относительно большой расход абсорбента. Очистка газа от углекислого газа как правило проводится одновременно с его очисткой от сероводорода. При высоком содержании СО2 (до 12…15%) и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением (рисунок 4). Газ, содержащий СО2, подается в реактор 1, заполненный железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой под давлением. Очищенный газ проходит затем водоотделитель 2 и идет по назначению. Вода, насыщенная углекислым газом, насосом 3 подается в экспанзер 4 для отделения СО2 методом разбрызгивания. Для полного удаления СО2 вода подастся в дегазационную градирню 5, откуда насосом 6 возвращается в емкость 1. Рисунок 4 — Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углерода водой под давлением: 1-реактор; 2-водоотделитель; 3, 6-насосы; 4-экспанзер; 5-дегазационная колонна Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п [10]. 3.Компрессорные станции (рисунок 5). Это оборудование необходимо для обеспечения рабочих параметров для правильной и эффективной подготовки газа. Компрессорные установки подают газ в магистральную систему для транспортировки. Располагают этот блок перед установками технологической подготовки газа. Рисунок 5 – Газовая компрессорная станция 4. Дожимные станции, представляющие собой технологическую часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки. Оборудование ДНС сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки. ДНС могут производить:  перекачку водогазонефтяной эмульсии по нефтепроводу мультифазными насосами,  проводить предварительную подготовку скважинной продукции — сепарацию (сброс) воды и попутного нефтяного газа (ПНГ) с закачкой в нефтепровод обезвоженной и дегазированной нефти,  осуществлять закачку воды в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Схема дожимной насосной станции приведена на рисунке 6 [12]. При отборе газ из ПХГ проходит по входным шлейфам на установки очистки, в которых он очищается от взвешенных твердых частиц и капельной влаги. Далее голубое топливо поступает в компрессорный цех первой ступени сжатия. Рисунок 6 – Схема дожимной насосной станции 5. Аппараты воздушного охлаждения. Они необходимы для снижения температуры газа после дожимных станций. После компримирования газ охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) первой ступени и попадает в компрессорный цех второй ступени сжатия. Дальше голубое топливо охлаждается на АВО газа второй ступени и поступает в цех осушки, после чего замеряется и направляется по выходным шлейфам в магистральный газопровод — непосредственно к потребителю. В качестве вспомогательного оборудования производственного назначения используется такое, как площадки для связи, операторные комнаты, средства пожаротушения, парк хранения резервуаров и так далее. Все это является частью установок для подготовки газа. От качества оборудования и подготовки для очистки газа зависит его дальнейшее использование в промышленности. Сегодня российские продукты нефтяной отрасли не выдерживают конкуренции с иранскими или арабскими, поэтому отрасль требует развития. Первым шагом к улучшению ее состояния должна стать установка оборудования на всех промышленных объектах [8,9].

1.3.2. Схема подготовки газа к дальнему транспорту на примере УКПГ-В

Дальний транспорт газа — единая технологическая система для транспортировки большого количества природного газа из района добычи или производства к пунктам потребления. Достигает протяженности в несколько тысяч км. Включает установки комплексной подготовки газа к дальнему транспорту (УКПГ), магистральный газопровод, газораспределительные станции и газораспределительные сети, объекты использования газа. Рассмотрим схему подготовки газа к дальнему транспорту на примере УКПГ-В, которая представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и подготовку природного газа и газового конденсата. Она была разработана и внедрена АСУТП УКПГ Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения (УКПГ-В входит в состав проекта «Обустройство Юбилейного НГКМ»). Технологическая схема УКПГ- В приведена в приложении Б. На УКПГ газ очищают от твердых и жидких механических примесей, осушают, одорируют и снижают его давление (до расчетного на входе в магистральный газопровод). Подготовленный к дальнему транспорту газ поступает в магистральный газопровод. Удовлетворение потребностей в газе населенных пунктов, расположенных вблизи трассы магистрального газопровода, осуществляется при помощи проложенных от него ответвлений (трубы меньшего диаметра). Для обеспечения расчетной пропускной способности газопровода вдоль трассы на расстоянии 90–150 км располагают компрессорные станции. Здесь давление газа повышается, проводятся его дополнительная очистка и охлаждение. На конечном пункте магистрального газопровода газ поступает в газораспределительную станцию, где его также очищают, одорируют, измеряют проходящий объем и направляют потребителю. Для компенсации сезонной неравномерности газопотребления используют подземные хранилища газа, хранилища сжиженных углеводородных газов и специально подобранные потребители-регуляторы (буферные потребители), которые в зимнее время года работают на другом виде топлива. Основные функции данной установки:  прием и замер сырого газа, поступающего с газовых скважин и отдельных газоконденсатных скважин;  подготовка газа до товарного качества, удовлетворяющего требованиям ОСТ 51.40-93;  подготовка и стабилизация газового конденсата до товарного качества, удовлетворяющего требованиям ОСТ 51.65-80;  хранение товарного конденсата в резервуарах и обеспечение налива в автоцистерны для транспортировки;  замер товарного газа и транспортировка в магистральный газопровод. Подготовка газа осуществляется за счет низкотемпературной сепарации (НТС) — технологического процесса промысловой обработки природного газа с целью извлечения из него газового конденсата. Технология заключается в ступенчатой сепарации природного газа с применением низких температур на последних ступенях очистки. Низкотемпературная сепарация осуществляется по следующей схеме, изображённой на рисунке 7. Газ из скважины по шлейфу проходит через сепаратор первой ступени (для предварительного отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах и шлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепарированного холодного газа. После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давления максимальной конденсации (или близкого к нему), температура его при этом снижается (за счёт дроссель-эффекта). Рисунок 7 — Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа: I — сепаратор первой ступени; II — газовый теплообменник; III — испаритель-холодильник; IV — штуцер; V — низкотемпературный сепаратор; 1 — необработанный газ; 2 — смесь углеводородного конденсата и воды; 3 — ингибитор гидратообразования; 4 — обработанный газ; 5 — смесь углеводородного конденсата и насыщенного водой ингибитора гидратообразования B сепараторе вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости газового потока выпадают конденсат и влага, которые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловый сборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата. C целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включён турбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки месторождения) до значения, при котором не представляется возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счёт энергии пласта, в схему включается источник искусственного холода — холодильный агрегат. Технологический режим установки HTC определяется термодинамической характеристикой месторождения, составом газа и конденсата, a также требованиями, предъявляемыми к продукции промысла. Для предупреждения образования гидратов в схемах HTC предусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования. Давление последней ступени сепарации определяется давлением в газопроводе, температура — из условия глубины выделения влаги и тяжёлых углеводородов. Технология низкотемпературной сепарации пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (C5+B) до 97 %, a также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа. Достоинством установки HTC являются низкие капитальные и эксплуатационные затраты (при наличии свободного перепада давления), недостатком — низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счёт облегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта. Стабилизация конденсата происходит на площадке концевой трапной установки. Для стабилизации конденсата происходит его нагрев с последующим ступенчатым разгазированием до требуемого товарного качества [5]. Рассмотрим процесс подготовки газа и конденсата на установке УКПГ-В. Сырой газ поступает с кустов газовых скважин и отдельных газоконденсатных скважин по трем газопроводам-шлейфам в здание переключающей арматуры. Входные линии последнего обеспечивают подачу сырого газа из шлейфов в общий коллектор, от которого происходит разделение на две технологические линии НТС. Далее сырой газ транспортируется по этим линиям в технологический корпус подготовки газа, где осуществляется процесс низкотемпературной сепарации. Затем подготовленный газ поступает в пункт коммерческого замера. После замера потоки газа из технологических линий НТС объединяются в газосборном коллекторе и транспортируются в магистральный газопровод к потребителям. Извлеченный из природного газа конденсат поступает в концевую трапную установку для стабилизации. Далее подготовленный конденсат транспортируется для хранения в резервуарный парк конденсата (рисунок 8). Рисунок 8 – Резервуарный парк В здании насосной конденсата осуществляется перекачка товарного продукта из резервуарного парка конденсата на площадку налива конденсата. Закачка товарного конденсата производится в автоцистерны при помощи автоматической системы налива [13].

2. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Характеристика объекта исследования

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из самых больших в России. Лицензионное право на пользование недрами принадлежит ПАО «Газпром» (рисунок 9). Рисунок 9 – Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение занимает территорию размером в 6977 км² и находится в Ленском районе Республики Якутия (Саха). На карте месторождение можно найти в 182 км от аэропорта города Талакан. Чаяндинское НГКМ является формирующим для Якутского нефтегазодобывающего центра и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири». Геологические особенности и объем запасов газа позволяют отнести Чаяндинское месторождение к разряду уникальных. Начальные геологические запасы составляют: 199,5 млн т нефти, 426,2 млрд м3 газа и 6,7 млн т конденсата. К 2022 году планируется расширить и модернизировать установку подготовки нефти, Ее проектная мощность должна составить 1 млн тонн в год [14].

2.2. Описание установленного оборудования

Для очистки газа на рассматриваемом месторождении установлен пылеуловитель батарейный циклонный ПБЦ2 – 105. Пылеуловитель предназначен для очистки запылённых газов сухим способом от частиц пыли крупностью более 5 мкм при влажности пыли не более 6% и запылённости поступающих газов не более 75 г/м3. Технические характеристики рассматриваемого оборудования приведены в таблице 2. Таблица 2 – Технические характеристики пылеуловителя батарейного циклонного ПБЦ2 – 105 Для обеспечения наиболее высоких показателей эффективности пылеулавливания режим работы пылеуловителя должен быть стабильным. Уменьшение в расходе газов ниже минимума не должно превышать 12%. Температура газов из условий механической прочности конструкции пылеуловителя кратковременно не должна превышать 2000 °С, а давление не более 0,04 МПа (0,4 атм). Для надёжной работы пылеуловителя температура поступающих запылённых газов должна быть выше точки росы в системах сушильных установок на величину от 70 до 750 °С, промышленной вентиляции – на величину от 20 до 250 °С при негигроскопической пыли и газах с большой влажностью. Пылеуловитель в соответствии с рисунком 10 состоит из следующих основных частей: предохранительных клапанов 1, колпака 2, батареи циклонов 3, бункера 4, затворов лопастных 5, воронок 6. Рисунок 10 – Конструкция пылеуловителя батарейного циклонного ПБЦ2 – 105 Пылеуловитель представляет собой аппарат сварной конструкции, поставляемый в разобранном виде. Все составные части, соединяются между собой при помощи болтов. После сборки все составные части кроме затворов лопастных и воронок свариваются внутри герметичными швами. Для осмотра и технического обслуживания пылеуловителя в колпаке и батарее циклонов предусмотрены быстрооткрывающиеся люки. Вращающиеся части лопастного затвора закрыты ограждением. Процесс отделения частиц пыли из газов в пылеуловителе происходит в две стадии: — в межциклонном пространстве под действием силы тяжести; — в циклонах под действием центробежной силы и силы тяжести. Принципиальная схема очистки запыленных газов в пылеуловителе показана на рисунке 11. Рисунок 11 – Принципиальная схема очистки запыленного газа Работа пылеуловителя происходит следующим образом: — запылённый газ, поступая в колпак 2 (рисунок 10), через входной патрубок прямоугольной формы, попадает в межциклонное пространства батареи циклонов 3, где крупные частицы пыли осаждаются и собираются в крайних отсеках бункера 4; — далее запылённый газ попадает в циклоны, двигаясь по касательной к их поверхности, получает вращательное движение, в результате чего частицы пыли под действием центробежной силы осаждаются на стенках циклонов и под действием силы тяжести разгружаются в средний отсек бункера через конические концы циклонов; — очищенный от частиц пыли газ, вращаясь по спирали, поднимается вверх в выхлопные патрубки циклонов и выводится из пылеуловителя через боковые карманы; — уловленная и собранная в бункере пыль выгружается лопастными затворами 5 в воронки 6 для утилизации; — предохранительный клапан 1 предназначен для отвода взрывных газов в атмосферу, которые могут образоваться при очистке легковоспламеняющихся или взрывоопасных пылей при нарушении режима сушки [7].

2.3. Расчёт числа циклонных пылеуловителей

С помощью данного расчета мы узнаем расчетное число циклонных пылеуловителей [2]. Исходные данные: d — диаметр корпуса циклонного элемента, равный 0,052 м. n — число циклонных элементов, в циклонном пылеуловителе, равное 100. Определение плотности газа при рабочих условиях: где: Pвх, Pн — атмосферное и рабочее (входное) давление, Рн = 0,1013 Мпа, Рвх = Рк = 5,5МПа; Tн, Tвх — нормальная температура и рабочая, Тн = 273К, Твх = Тк= 289,55К; Z — коэффициент сжимаемости, z = 0,898; Pн — плотность газа в нормальных условиях Перепад давления в сепараторе, согласно рекомендациям, принимают равным 0,28 × 105 Па. Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента: где: λ — коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента, равный 30. Объем газа, проходящего через один циклонный элемент: где d — диаметр корпуса циклонного элемента, равный 0,052 м. Общий расход газа через один пылеуловитель где n — число циклонных элементов, n = 100. Секундный расход газа: где q — суточная производительность газопровода, м3/сут; Рст — давление при стандартных условиях, равное 0,1013 МПа; Тст — температура при стандартных условиях, равная 293 К. Расчетное число циклонных пылеуловителей Округляя, получим n0 = 6. С учетом резерва устанавливаем число пылеуловителей nуст = 7. ЗАКЛЮЧЕНИЕ При написании данной курсовой работы были сделаны следующие выводы: Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, то есть из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98–99 %. Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой, как гелий, аргон и др. К свойствам природного газа относят удельный вес, плотность, вязкость, растворимость, теплоемкость и теплота сгорания. Транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом. Установка подготовки газа включает в себя: блок сепарации, установки осушки и очистки газа, компрессорные станции, дожимные станции и аппараты воздушного охлаждения. Дальний транспорт газа — единая технологическая система для транспортировки большого количества природного газа из района добычи или производства к пунктам потребления. Достигает протяженности в несколько тысяч км. Включает установки комплексной подготовки газа к дальнему транспорту (УКПГ), магистральный газопровод, газораспределительные станции и газораспределительные сети, объекты использования газа. На УКПГ газ очищают от твердых и жидких механических примесей, осушают, одорируют и снижают его давление (до расчетного на входе в магистральный газопровод). Подготовленный к дальнему транспорту газ поступает в магистральный газопровод. Практическая часть курсовой работы была выполнена на примере Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является одним из самых больших в России. Лицензионное право на пользование недрами принадлежит ПАО «Газпром». Был проведен расчёт числа пылеуловителей батарейных циклонных ПБЦ2 – 105, которые установлены для очистки газа на рассматриваемом месторождении. В ходе расчёта было установлено, что с учётом резерва число пылеуловителей nуст = 7. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Антонова, Е.О. Основы нефтегазового дела / Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров — Учеб. для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 — 307 с. 2. Быков, Л.И. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков. – М: Недра, 2012 – 824 с. 3. Жданова, Н. В. Осушка углеводородных газов / Н. В. Жданова, А. Л. Халиф — Москва: Химия, 1984. — 189 с. 4. Ивановский, В.Н. Нефтегазопромысловое оборудование / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, В.С. Каштанов, Н.М. Николаев, А.А. Сабиров. — М.; «ЦентрЛитНефтеГаз». — 2006. — 720 с. 5. Кобилов, Х. Х. Низкотемпературная сепарация углеводородов из природного и нефтяного попутных газов / Х. Х. Кобилов, Д. Ф. Гойибова, А. П. Назарова // Молодой ученый. — 2015. — № 7 (87). — С. 153-155. 6. Крец, В.Г. Основы нефтегазового дела. Учебное пособие / В.Г. Крец, А.В. Шадрина. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011 – 200 с. 7. ПБЦ2 – 105.00.000РЭ Пылеуловитель батарейный циклонный ПБЦ2 – 105. Руководство по эксплуатации. – 2019. – 34 с. 8. Скобло, А. И. Процессы и аппараты нефтегазопеработки и нефтехимии. 3-е изд., перераб. и доп. / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 677 с. 9. Тетельмин, В.В. Нефтегазовое дело. Полный курс / В.В. Тетельмин, В.Л. Язев. — Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект, 2009. — 800 с. 10. Шумский, Н. М. Основные способы осушки газа / Н. М. Шумский, О. Б. Грынив, К. А. Шумская. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. — 2019. — № 24 (262). — С. 158-159. 11. Дальний транспорт газа [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.gazprominfo.ru/terms/long-range-transport/, свободный. 12. Дожимная компрессорная станция [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://stavropol-tr.gazprom.ru/press/proekt-azbuka-proizvodstva/dozhim naya-kompressornaya-stantsiya/, свободный. 13. Лаврухин Р.С. Разработка и внедрение АСУ ТП установки комплексной подготовки газа Р. С. Лаврухин (ПАО «Газпром автоматизация») [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://advantekengineering.ru/статья/, свободный. 14. Чаяндинское месторождение [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.gazprom-neft.ru/tags/chayandinskoye_mestorozhdeniye/, свободный.