Читайте также:
|
К принципиальным положениями принятой схемы сбора и подготовки газа и конденсата следует отнести следующие:
1)система сбора газа по лучевой схеме, на установку подготовки газа. Индивидуальные шлейфы от каждой скважины проложены подземно совместно с индивидуальными метанолопроводами;
2)осушку и отбензинивание газа предусматривалось осуществлять на УКПГ способом низкотемпературной сепарации в течении 3 лет, абсорбционной осушкой газа с 4 года разработки;
)транспорт газа осуществляется по однотрубной системе: первые шесть лет в систему дальнего магистрального транспорта, затем, со снижением давления на устьях скважин ниже 5,5МПа-на собственные нужды острова.
4)конденсат углеводородов, выделяемый из газа в процессе его подготовки, после дегазации проходит процесс отделения от воды, при чем степень подготовки конденсата должна соответствовать степени подготовки нефти по I категории качества. После подготовки конденсат по трубопроводу Ду100 мм насосом откачивается в магистральный нефтепровод Оха-Комсомольск.
Схема сбора показана на рисунке 12.
В соответствии с принятыми технологическими решениями, схема сбора предусматривает самостоятельный транспорт продукции каждой скважины по лучевой системе от устьев до УКПГ. рядом со шлейфами прокладываются метанолопроводы для подачи ингибитора гидратообразований на устье скважин.
Рисунок 12 - Схема сбора продукции скважин
По пропускной способности шлейфы рассчитаны по максимальному дебиту, с потерей давления по длине не более 5% от давления на устье. Диаметр метанолопроводов выбран с расчетом обеспечения надежности при монтаже и эксплуатации. [10,11]
Расчётный диаметр шлейфов - 114 мм, метанолопроводов - 57 мм.
Общая протяжённость шлейфов 12 км, метанолопроводов также 12 км.
В соответствии с техусловиями ОСТ 51.48-83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы» газ для районов с умеренным климатом, к которому относится район месторождения, должен быть подготовлен по следующим параметрам:
. точка росы газа по влаге -0°С летом и минус 5°С зимой;
. точка росы газа по углеводородам -0°С летом и 0°С зимой;
. масса механических примесей в 1 м3, не более -0,003
. масса сероводорода в 1 м3, не более -0,02 г;
. масса меркаптановой серы в 1 м3, не более -0,036 г;
. объёмная доля кислорода, не более -1,0%.
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 его 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.
Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.
Очистка газа от механических примесей. Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:
- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);
работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители);
В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м3.
Осушка газа. Для осушки газа используются следующие методы:
- охлаждение;
абсорбция;
адсорбция.
Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.
Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.
Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для диэтиленгликоля (ДЭГ) она равна 244,5°С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) 287,4°С. ДЭГ понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а ТЭГ - на 40...45. Обе жидкости обладают малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию.
Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации.
Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее - 30"С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.
Очистка газа от сероводорода. Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.
Принципиальная схема очистки газа от Н2S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.
Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.
Работа этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована. Степень очистки газа составляет 99% и выше. Недостатком процесса является относительно большой расход газа.
Очистка газа от углекислого газа. Обычно очистка газа от СО2 проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами. [9]
Дата добавления: 2015-05-05; просмотров: 30 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |