Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)

Во вторую группу входят такие факторы, как способ разработки залежи, стадия разработки, темп отбора газа из залежи и дебиты отдельных скважин, их рабочее давление, система вскрытия продуктивного горизонта, размещение скважин на структуре и т.д. Как видно, это субъективные факторы.

Рассмотрим некоторые особенности системы контроля за разработкой месторождения Медвежье в соответствии с его геологическими условиями и выбранной технологией разработки.

Продуктивный горизонт месторождения связан с сеноманскими образованиями, залегающими на глубинах 1060 - 1210 м. Как отмечалось, залежь сеномана относится к пластово-массивному типу. Протяженность залежи около 120 км ширина 13 - 26 км, суммарная продуктивная толща сеномана 24 - 113 м, эффективная - 10 - 93 м, пористость изменяется от 22 до 38 %, проницаемость от 2010^-15 до 200010^-15 м², продуктивный разрез отличается значительной неоднородностью, преобладающий по составу цемент - глинистый, тип коллектора - поровый, залежь по всей площади подстилается подошвенной водой.

Месторождение Медвежье расположено в районе многолетней мерзлоты, в сложных климатических условиях с ограниченной возможностью свободного передвижения технических средств. Все эти объективные факторы сказались на особенностях осуществления контроля за разработкой месторождения. Проиллюстрируем логическую цепочку геологический фактор - технология - особенности контроля на некоторых объективных примерах.

1. Высокие фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора, значительные размеры залежи, неблагоприятные климатические условия, принято центрально групповое бурение эксплуатационных (преимущественно кустовых скважин); зона размещения скважин составляет порядка одной трети общей площади газоносности - дефицит информации о крыльевых зонах залежи.

2. Залежь субмассивного типа с высокой проницаемостью и повсеместно подстилаемая водой - вскрытие продуктивного разреза добывающими скважинами в 15 - 30 м от поверхности газоводяного контакта - ограниченность прямого контроля за подъемом ГВК.

3. Слабосцементированный песчаник, прочностные характеристики резко уменьшаются при наличии влаги, упругий водонапорный режим разработки залежи, высокие потенциальные продуктивные характеристики скважин (повышенная вероятность выноса механических примесей на поверхность с последующим разрушением фонтанной арматуры и возникновением фонтана) - добывающие скважины снабжены забойным оборудованием (пакером и клапаном-отсекателем) - невозможность проведения прямых замеров параметров газового потока, ограниченные возможности определения фильтрационно-емкостных свойств пласта и призабойной зоны с использованием существующих газодинамических и геофизических методов исследования, исключен контроль за техническим состоянием забоев скважин.

4. Слабосцементированный песчаник (повышение вероятности образования песчаных пробок) спуск насосно-компрессорных труб до нижних отверстий интервала перфорации - невозможность использования для контроля существующих геофизических методов.

5. Высокие продуктивные характеристики пласта-коллектора - величины депрессии соизмеримы с потерями в скважине - затруднена обработка результатов газодинамических исследований.

Можно привести также следующие примеры влияния непосредственно субъективных факторов на особенности осуществления контроля.

6. Очень низкая изученность месторождения на стадии освоения, совмещение доразведки и разработки.

7. Подключение нескольких скважин к одному шлейфу - невозможность использования стационарного сепаратора на УКПГ и так далее.

На месторождении Медвежье с учетом изложенных факторов для осуществления контроля за разработкой проводятся текущие и специальные газодинамические исследования.

Текущие исследования проводятся во всех добывающих скважинах с целью установления оптимального технологического режима работы скважин разработки мероприятий по увеличению их дебитов, построения карт изобар в зонах отбора, уточнения текущих запасов газа. Определение технологического режима добывающих скважин осуществляется с обязательным использованием передвижных устьевых сепарационных установок

Cпециальные исследования, проводимые на месторождении Медвежье, включают в себя следующие виды работ:

- контроль за перетоками газа в вышележащие горизонты по некачественному цементному камню;

- установление эффективности различных методов интенсификации притока газа и водоизоляции;

- определение интервалов образования гидратов в скважинах и выкидных линиях;

- опробование новых методов исследования, в том числе без выпуска газа в атмосферу.

3. Технологическая часть

3.1 Обзор существующих методов осушки газа

Предусмотренные ОСТ кондиции природного газа могут быть получены различными способами. Задача состоит в том, чтобы намеченной цели достичь наименьшей затратой средств. Наиболее распространённые методами осушки природного газа являются абсорбционный, адсорбционный, низкотемпературной сепарации (НТС).

Абсорбционный - основан на способности жидких абсорбентов поглощать из природного газа влагу. В качестве поглотителя используются трёхатомные спирты этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), а также масла, амины.

Рисунок 8 - Схема адсорбционной установки 1 - горизонтальный сепаратор; 2- адсорбер; 3- компрессор; 4- печь БОРН; 5- холодильник; 6- вертикальный сепаратор.

Адсорбционный - используются твёрдые поглотители, например силикагель, активированный окиси алюминия (боксита) и цеолиты. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре и испаряется при подогреве. Такая установка работает циклически, поглотитель в ней неподвижен.

НТС - процесс осушки проходит за счёт резкого понижения температуры потока продукции либо с использованием штуцеров, когда хватает собственной энергии пласта, либо с подводом холода искусственным путём.

3.2 Общие сведения по адсорбционному УКПГ

Подготовка газа к дальнему транспорту осуществляется по следующей схеме: сбор газа от скважин, первичная сепарация на сепараторах - пылеуловителях ДКС, компримирование на ДКС, охлаждение на АВО ДКС, сепарация газа на УКПГ, осушка, транспорт газа по межпромысловому коллектору, компримирование на ЦДКС, подача газа в магистральный газопровод.

Генеральным проектировщиком адсорбционных установок комплексной подготовки газа (УКПГ -- 1, 3, 4, 5, 6) на месторождении Медвежье является Государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт Южниигипрогаз. Технический проект адсорбционных УКПГ выполнен согласно контракту № 50 / 09014, подписанному между Машиноимпортом и фирмой ENSA.

Промышленная эксплуатация адсорбционных УКПГ начата в 1973 году УКПГ - 3, УКПГ - 1 в 1974 году, УКПГ - 4, 5 в 1975 году и в 1976 году УКПГ - 6. Адсорбционная УКПГ предназначена для осушки и очистки сырого газа от влаги, тяжёлых углеводородов и механических примесей. Способ комплексной подготовки газа -- адсорбционный. В качестве адсорбента применяются силикагели, выпускаемые отечественной промышленностью. Проектная производительность УКПГ равна 24 млн. м³/сут при давлении 7,7 МПа и температуре 14 С. Адсорбционная установка комплексной подготовки газа включает в себя:

-- четыре основных технологических линий осушки газа, проектная производительность каждой линии равна 6 млн. м³ / сут;

-- факел высокого давления с пропускной способностью по газу равной 104 тыс. м³ /ч;

-- три подогревателя гликоля, тепловая мощность одного подогревателя равна 2,9 МВт;

-- теплообменник -- подогреватель топливного газа тепловой мощностью 756 кВт;

-- установку производства инертного газа производительностью 85 м³ / час.

С целью обеспечения эффективной работы аппаратов, учёта колебаний производительности скважин и проведения своевременного и качественного ремонта, перегрузки силикагеля, каждая технологическая линия оборудована независимыми аппаратами и коммуникациями. Оборудование технологических линий идентично и состоит из:

-- трех манифольдов входа сырого газа;

-- горизонтального сепаратора, с номинальной производительностью 6 млн. м³ / сут;

-- двух адсорберов с проектной производительностью каждого 6 млн. м³ / сут;

-- манифольда адсорберов;

-- подогревателя газа регенерации (печь), тепловой мощностью 854 кВт;

-- воздухоохладителя газа регенерации, тепловой мощностью 686 кВт;

-- вертикального сепаратора газа регенерации с номинальным расходом газа 8100 - 8400 м³ / ч;

-- компрессора газа регенерации, производительностью 8100 - 8500 м³/ ч.

К подсобным помещениям и сооружениям, находящимся на территории установки относятся:

-- помещение компрессоров воздуха контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), проектной производительностью 240 м³ / ч;

-- помещение вентиляционной камеры, два вентилятора производительностью 950 м³ / ч;

-- нефтеловушка, где происходит разделение смеси газового конденсата и пластовой воды, производительность нефтеловушки 18 м³ / час;

-- горизонтальное факельное устройство ГФУ - 3, предназначенное для сжигания промышленных стоков, производительностью до 2 м³ / ч;

-- водяная насосная, в которой установлены: два насоса для перекачки воды на следующую установку, два пожарных насоса и два для хозяйственных нужд;

-- водяные резервуары, предназначенные для хранения запаса воды на УКПГ общим объёмом 2000 м³;

-- помещение газораспределительного устройства, где давление газа понижается с 1,1 до 0,3 МПа и подается на горелки водяных резервуаров;

-- склад ГСМ и метанола, в котором имеются: четыре ёмкости объёмом 50 м³ каждая, предназначенных для хранения дизельного топлива, бензина и газового конденсата; три ёмкости объёмом 25 м³, предназначенных для хранения метанола. В складе установлена также и продувочная ёмкость (выветриватель), объёмом 9 м³;

-- насосная метанола и ГСМ, где установлены: два насоса для приёма и откачки газового конденсата, дизельного топлива и бензина; три насоса для подачи метанола на установку или в газопровод; один насос для откачки метанола, поступающего в бочках, цистернах в ёмкость склада метанола;

-- материально техническая кладовая, сварочный пост, гараж;

-- закрытое распределительное устройство и аварийная дизельная электростанция;

-- компактная установка КУ - 12, предназначенная для обезвоживания хозяйственных стоков.

3.3 Характеристика исходного сырья, изготовленной продукции, реагентов, адсорбентов и углеводородного конденсата

3.3.1 Характеристика исходного сырья

Исходным сырьём является природный газ, поступающий на установку комплексной подготовки газа из пласта.

Природный газ представляет собой смесь углеводородов, содержащую капельную и парообразную влагу (см. таблицу 4.1), в количестве 1,3 кг / м³ тяжёлые углеводороды 0,4 дм / м³ , и механические примеси.

Таблица 4.1 - Состав газа месторождения Медвежье

Наименование компонента	Метан	Этан	Пропан	Бутан и высшие	Азот	Двуокись углерода
Химическая формула	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10 >>	N2	CO2
Содержание, % об.	99,4 -- 99,0	0,03 -- 0,10	0,003 -- 0,01	0,001 -- 0,01	0,56 -- 0,87	0,01

3.3.2 Характеристика изготовляемой продукции

Изготовляемая продукция -- очищенный от механических примесей и осушенный от влаги природный газ имеющий следующие химические и физические свойства:

-- газ без цвета, запаха и вкуса;

-- плотность при стандартных условиях 0,675 кг / м³;

-- плотность по отношению к воздуху 0,560 кг / м³;

-- удельный объем при нормальных условиях 1,374 м³ / кг;

-- удельная теплоёмкость, изобарическая -- 2,215 кДж, изохорическая -1,654 к Дж;

-- удельная теплота сгорания при 0,1 МПа и температуре 15 C, 49,47 - 55,14 МДж / кг;

-- температура воспламенения 347 - 377 С;

-- пределы взрываемости в смеси с воздухом, % об. низший -- 4,5, высший -- 15,0;

-- скорость фронта волны горения, 0,3 - 2,4 м / с;

-- предельно допустимая концентрация в воздухе, не более, 300 мг / м³;

-- токсичен при больших концентрациях в воздухе.

Природный газ должен быть подготовлен к дальнейшему транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40 - 83 ” Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы. Технические условия ”

3.3.3 Характеристика реагентов

В качестве реагентов на адсорбционных УКПГ применяются метанол, этилмеркаптан.

Метанол используется как средство предотвращения или разрушения кристаллогидратных пробок в аппаратах, приборах и газопроводах. Метанол (метиловый спирт, карбинол), химическая формула СН3 ОН и представляет собой прозрачную бесцветную жидкость, по запаху и вкусу напоминающую винный спирт (этиловый) со следующими основными свойствами:

-- молекулярная масса ...............................................32,04;

-- относительная плотность .......................................0,792;

-- температура плавления,C .....................................- 97,8;

-- температура кипения, C .......................................64,70;

-- показатель преломления .........................................1,331;

-- температура вспышки, С ......................................16,00;

-- приделы взрываемости, % об:

нижний .......................................................5,5;

верхний ........................................................36,5;

-- предельно-допустимая концентрация, мг / м³ ..5,0;

-- растворим в воде в любых отношениях.

Метанол -- сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы, проникает в организм через дыхательные пути и даже через неповрежденную кожу.

Приём внутрь 5 -- 10 г. метанола вызывает тяжёлое отравление, 30 грамм -- смертельная доза.

Этил меркаптан применяется для одоризации метанола. Этил-меркаптан (этил гидросульфид) -- жидкость, обладающая свойствами слабой кислоты, с основными свойствами:

-- химическая формула ........................................С2Н5 SH;

-- молекулярная масса .........................................62,13;

-- относительная плотность .................................0,839;

-- температура плавления, С ............................. -144,4;

-- температура кипения, С .................................37,00;

Этил меркаптан -- легкоиспаряющееся горючее вещество, пары могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси. Токсичен, может вызвать тяжёлое отравление.

3.3.4 Характеристика адсорбентов

В качестве адсорбентов на УКПГ применяются силикагель и муллит. Муллит применяется для защиты слоя крупнопористого силикагеля от механического воздействия, создаваемого потоком газа и представляет собой керамические шарики следующего состава, %:

Al2 O3 ...................................... 32,3

SiO2 ........................................ 61,5

Fe2 O3 ...................................... 0,90

TiO ......................................... 1,40

CaO ........................................ 0,30

MgO........................................ 0,40

Na2 O ....................................... 0,40

K2 O ......................................... 2,70

Силикагель -- адсорбент для осушки газа, представляет собой высушенный гель кремниевой кислоты пористого строения с сильно развитой внутренней поверхностью, его химическая формула -- хSiO2 nH2 O содержание SiO2 не менее 98,5 %.

В зависимости от формы зёрен, технический силикагель выпускают гранулированным и кусковым, и в зависимости от пористости структуры мелкопористым и крупнопористым. Для осушки газа наиболее эффективен мелкопористый силикагель, применяемый в качестве основного осушающего слоя в адсорберах. Однако, мелкопористый силикагель при наличии в газе капельной влаги быстро измельчается, поэтому в качестве защитного слоя для предварительной осушки газа используется более устойчивый к перенасыщенным влагой газам крупнопористый силикагель.

Характеристика применяемых на УКПГ адсорбентов: силикагеля марки КСМ (Г) и КСК (Г), представлена в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Характеристика адсорбентов

Наименование показателя	Силикагель гранулированный	Муллит
	Мелкопористый КСМ (Г)	Крупнопористый КСК (Г)
Форма частиц	зёрна	зёрна	шарики
Содержание SiO2, %	99,2	98,5	61,5
Диаметр частиц, мм	2,8 - 7,0	2,8 - 7,0	15 - 40
Средний радиус пор (полостей), нм	145	680
Объём пор, дм3 / кг	0,34
Удельная поверхность, м2 / кг.	5,5х100000	4,5 х100000	0,5х100000
Теплопроводность, Вт / (м. к)			0,58
Насыпная плотность, кг / м2	720 - 780	400	1380
Удельная теплоёмкость, Дж / (кг К)			796
Влагоёмкость, %	9,5 - 35
Водостойкость зёрен, %	64
Механическая прочность: -- на истирание, % -- на раздавливание, кг	94 - 98 6,5	86

3.3.5 Характеристика углеводородного конденсата

Углеводородный конденсат, выделяемый в процессе сепарации из природного газа, используется для приготовления спец раствора при капитальном ремонте и при освоении газовых скважин, для опрессовки в зимнее время обвязки газовых скважин, а также в качестве котельного топлива на объектах.

Углеводородный конденсат представляет собой жидкие углеводороды, состоящие из 75 % нафтеновых, 20 % метановых и 5 % ароматических углеводородов со следующими основными свойствами:

-- плотность, кг/ м³ ........................................…. 870

-- метановое число ..................................................38

-- фракционный состав, С:

-- начало кипения …………………...204

-- конец кипения .................................328

-- температура застывания, С ..............................-70

-- содержание серы, %, не более ...........................0,01

-- содержание фактических смол, кг / м³ ....... 0,13

-- температура вспышки, С ..................................65

3.4 Описание технологического процесса

Сырой газ из скважин по технологическим шлейфам 325 мм, 219 мм и 237 мм поступает на входные манифольды четырёх аналогичных технологических цехов.

Перед входными манифольдами установлена распределительная гребёнка, предназначенная для равномерного распределения давления и расхода газа по технологическим ниткам.

Каждый технологический цех представляет собой самостоятельную технологическую единицу, состоящую из технологической линии очистки и осушки газа и технологической линии регенерации адсорбента.

Технологическая линия очистки и осушки газа (на примере цеха № 4)

До ввода в работу дожимных компрессорных станций технологическая линия очистки и осушки газа включала в себя: три технологические нитки 273 мм с входными манифольдами; сепаратор первой ступени горизонтального типа С - 401; адсорберы Q - 401 и Q - 402 и выходной коллектор цеха.

Сырой газ по трём технологическим ниткам последовательно проходил входные манифольды и поступал в газосборный коллектор 508 мм. Из газосборного коллектора сырой газ поступал в горизонтальный сепаратор С - 401 и далее в адсорбера Q - 401 или Q - 402. В настоящее время, после ввода ДКС, на УКПГ - 5 сырой газ по трём технологическим ниткам последовательно проходит входные манифольды ВТ - 501, ВТ - 502, ВТ - 503 и поступает в газосборный коллектор 508 мм, проходит шаровой кран

МOV - 1 - 2 и направляется во всасывающий коллектор ДКС. На ДКС газ проходит очистку в пылеуловителях, компримируется в газотурбинных нагнетателях ГТН - 6 и охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения. Из нагнетательного коллектора ДКС 720 мм компримированный и охлажденный газ поступает в горизонтальный сепаратор С - 401 и далее в адсорбер Q - 401 или Q - 402.

3.4.1 Входные манифольды

Описание устройства входных манифольдов производится на примере технологической нитки № 10.

3.4.2 Входной манифольд ВТ - 501

Входной манифольд ВТ - 501, установленный в отдельном блок -- боксе, предназначен для обеспечения или прекращения подачи газа в технологический цех, сброса давления газа из шлейфа и технологической нитки на факел G - 501, контроля давления и температуры газа.

На манифольде установлены:

-- манометр пневматический, типа МП - 3П;

-- термометр сопротивления, типа ТСП;

-- штуцер 33,4 мм. с ручным вентилем и обратным клапаном для подачи сухого газа низкого давления в шлейф;

-- изолирующая прокладка IF - 541 для снятия статического электричества;

-- отсекающий шаровой кран MOV - 520.10 ( 273 мм) с пневматическим и ручным приводами;

-- обратный клапан, предназначенный для предотвращения движения газа из технологического цеха в сторону скважин;

-- щтуцер 168,4 мм с шаровым краном MOV - 521.10 с пневматическим и ручным приводами и штуцер 114,3 мм с ручным вентилем предназначенные для продувки и сброса давления газа из шлейфа и технологической нитки на факел G - 501;

-- баллон сжатого воздуха ёмкостью 0,4 м³, предназначенный для автономного питания сжатым воздухом пневмопривода шарового крана MOV - 520.10 в случае аварии;

На пульт управления УКПГ поступает: световой и звуковой сигналы минимального и максимального давления; значения давления и температуры, которые регистрируются на вторичных самопишущих приборах типа ПВ4.3Э и КСМ - 4.

3.4.3 Входной манифольд ВТ - 502

Входной манифольд ВТ - 502 предназначен для обеспечения или прекращения подачи газа в технологический цех, а также для контроля и регулирования давления и расхода газа по технологической нитке.

На манифольде установлены:

-- шаровой кран MOV - 522.10 с пневматическим и ручным приводами;

-- штуцер 33,4 мм с ручным вентилем и обратным клапаном для ввода инертного газа;

-- штуцер 33,4 мм с ручным вентилем для отбора проб газа;

-- входной регулятор давления и расхода газа с пневмаприводом, FV - 522.10;

-- труба Вентури FT - 522.10;

-- баллон сжатого воздуха ёмкостью 0,065 м³, предназначенного для автономного питания сжатым воздухом пневмопривода регулятора FT - 522.10 в случае понижения давления в системе КИПиА.

На пульт управления УКПГ поступает сигнал расхода газа, который регистрируется на вторичном самопишущем приборе ПВ4.3Э. При ручном режиме работы входного регулятора на пульту управления УКПГ тумблер вторичного прибора ПВ4.3Э устанавливается в положение “ задание ” и управление регулятором осуществляется подачей пневматического сигнала на его пневмопривод ручкой прибора. В этом случае регулировка давления и расхода газа происходит только по технологической нитке № 10.

3.4.4 Входной манифольд ВТ - 503

Входной манифольд ВТ - 503 предназначен для обеспечения подачи газа трёх технологических ниток во всасывающий коллектор ДКС.

На манифольде установлены:

-- шаровой кран MOV - 524.10 с пневматическим и ручным приводами.

Сырой газ поступает в общий для четырёх технологических цехов газосборный коллектор 425 мм и поступает во всасывающий коллектор ДКС. На ДКС газ проходит первичную очистку в пылеуловителях, ГТН - 6, и охлаждается в АВО. Из нагнетательного коллектора компримированный и охлажденный газ через шаровой кран MOV - 4. 2 поступает в горизонтальный сепаратор С - 401.

3.4.5 Входной сепаратор С - 401

Сепаратор С - 401 представляет собой горизонтальный сосуд 1500 мм, длиной 4455 мм и имеет две ступени сепарации. Первая ступень сепарации состоит из сетчатого коагулятора и отбойной пластины, предназначенных для сепарации капельной жидкости. Вторая ступень состоит из вертикального сетчатого отбойника и направляющих пластин, установленных под углом 45. Вторая ступень предназначена для сепарации жидкости мелкой дисперсии.

Отсепарированная жидкость и выделившиеся механические примеси поступают в конденсатосборник 273 мм. Жидкость из конденсатосборника направляется в ёмкость разгазирования, а накопившиеся механические примеси периодически удаляются.

На линии входа в сепаратор установлены:

-- манометр показывающий ОБМ - 160;

-- манометр пневматический МП - П2;

-- шаровой кран MOV - 401 с пневматическим и ручным приводами и байпасной линией со штуцером 33,4 мм с ручным вентилем;



-- шаровой кран MOV - 4.2 с ручным приводом, предназначенный для подачи компримированного газа с ДКС в сепаратор;

На сепараторе установлены:

-- электроконтактный манометр ЭКМ - 1У;

-- сдвоенные предохранительные клапаны, таррированные на давление срабатывания 8,8 МПа;

-- регулятор уровня жидкости буйковый (РУБ), предназначенный для измерения и регулирования уровня жидкости в конденсатосборнике;

-- дренажная линия 48,3 мм с установленными на ней регулирующим угловым вентилем с пневмаприводом и двумя запорными вентиля ручными приводами;

-- байпас дренажной линии 48,3 мм с ручным приводом.

На линии выхода из сепаратора установлены:

-- термометр показывающий TI - 401;

-- штуцер 60,33 мм с шаровым краном с ручным приводом для сброса давления газа на факел G - 501;

На пульт управления УКПГ поступают: сигнал давления, который регистрируется на вторичном приборе ПВ4.3Э; световые и звуковые сигналы максимального и минимального уровня жидкости, и максимального давления в сепараторе. На пульте управления имеется индивидуальный ключ управления шаровым краном MOV - 401.

Отсепарированный газ направляется в адсорбер Q - 401 сверху вниз для осушки. В это время адсорбер Q - 402 находится в цикле подогрева или охлаждения адсорбента.

3.4.6 Адсорбер Q - 401

Адсорбер представляет собой вертикальный сосуд 2700 мм высотой 6872 мм, внутренняя часть которого снабжена следующими элементами регулярной и насыпной насадок (рисунок 5.2):

-- верхний конический дефлектор, предназначенный для равномерного распределения потока осушаемого газа по сечению адсорбера;

-- верхняя сетка (размер клетки 17 мм);

-- слой муллита толщиной 150 мм (гранулометрия 20 - 40 мм) для защиты слоя крупнопористого силикагеля от механического воздействия, создаваемого потоком осушаемого газа;

-- разделительная сетка (размер клетки 2 мм);

-- защитный слой крупнопористого силикагеля толщиной 350 мм (гранулометрия 2,8 - 7,0 мм);

-- разделительная сетка (размер клетки 2 мм);

-- основной слой мелкопористого силикагеля толщиной 3050 мм (гранулометрия 2,8 - 7,0 мм);

разделительная сетка (размер клетки 2 мм);

-- слой муллита толщиной 150 мм (гранулометрия 7 - 15 мм);

-- слой муллита (гранулометрия 20 - 40 мм);

нижний дефлектор формы усеченного конуса, предназначенный для равномерного распределения потока газа цикла подогрева по сечению адсорбера;

На адсорбере установлены:

-- манометр показывающий ОБМ - 160;

-- два термометра сопротивления, установленные в верхней и нижней частях адсорбера;

-- дифференциальный манометр, предназначенный для контроля перепада давлений на слое адсорбента;

-- сдвоенные предохранительные клапаны, таррированные на давление срабатывания 8,8 МПа.

На пульт управления УКПГ поступают: световые и звуковые сигналы максимальной и минимальной температуры; сигналы температур в нижней и верхней частях адсорбера, которые регистрируются на вторичном самопишущем приборе КСМ - 4.

На линии входа и выхода адсорберов Q - 401 и Q - 402 установлен манифольд ВТ - 401. Манифольд предназначен для переключения адсорберов в циклы осушки газа, подогрева и охлаждения адсорбента.

На манифольде установлены:

-- шаровые краны MOV - 402 и MOV - 405 с пневматическими и ручными приводами для подачи газа в адсорбер на осушку;

-- шаровые краны MOV - 408 и MOV - 411 с пневматическими и ручными приводами для подачи осушенного газа из адсорбера в выходной коллектор цеха;

-- вентили MOV - 409 и MOV - 412 с пневматическими и ручными приводами для подачи подогретого газа в адсорберы;

-- вентили MOV - 403 и MOV - 406 с пневматическими и ручными приводами для подачи газа цикла подогрева из адсорберов в холодильник газа регенерации Е - 401;

-- вентили MOV - 404 и MOV - 407 с пневматическими и ручными приводами для подачи газа цикла охлаждения в адсорберы;

-- вентили MOV - 410 и MOV - 413 с пневматическими и ручными приводами для подачи газа цикла охлаждения в холодильник газа регенерации Е - 401;

-- два штуцера 60,32 мм с ручными вентилями, установленными на линии входа в адсорберы газа осушки и предназначенные для сброса давления газа из адсорберов на факел G - 501;

-- байпасные линии 33,4 мм шаровых кранов MOV - 402 и MOV - 405 с ручными вентилями.

Краны и вентили, установленные на ВТ - 401, управляются с помощью программатора, имеющего восемь ступеней программы.

При прохождении сырого газа через слой адсорбента происходит поглощение водяного пара и газового конденсата. Осушенный газ из адсорбера Q - 401 поступает в выходной коллектор цеха 508 мм, где производятся замеры давления, температуры, количества и качества осушенного газа.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 10 - Адсорбер: 1 - штуцер входа газа; 10 - муллит; 2 - штуцер выхода газа; 11 - муллит; 3 - верхний дефлектор; 12 - сетки разделительные; 4 - сетки дефлектора; 13 - силикагель мелкопористый; 5 - болт; 14 - силикагель крупнопористый; 6 - опорный фонарь нижнего дефлектора; 15 - сетка; 7 - сегменты с отверстиями; 16 - штуцер для термометра; 8 - верхняя поверхность нижнего дефлектора; 17 - люк-лаз; 9 - корпус сосуда; 18 - люк.

3.4.7 Выходной коллектор цеха

На выходном коллекторе цеха установлены:

-- штуцер отбора газа регенерации 114,3 мм;

-- регулятор давления и расхода PR - 405 с пневмаприводом;

-- манометр показывающий ОБМ - 160;

-- штуцер 60,32 мм с ручным вентилем и обратным клапаном для подачи газа на собственные нужды;

-- линия аварийного сброса газа 168,42 мм на факел с шаровым краном MOV - 415, с пневматическим и ручным приводами, ручным штуцерным вентилем и обратным клапаном;

-- термометр сопротивления ТСП;

-- диафрагма FR - 402 хозрасчетная с местным регистратором расхода газа ДСС - 734 чн и установленным до нее успокоителем потока;

-- датчики давления, температуры и расхода газа “ ALPAM ”;

-- термометр стеклянный;

-- шаровой кран MOV - 414 с пневматическим и ручным приводами;

-- байпасная линия 33,4 мм с ручным вентилем;

-- баллон сжатого воздуха ёмкостью 1,0 м³, предназначенный для автономного питания сжатым воздухом пневмапривода шарового крана MOV - 414 в случае аварии;

-- баллон сжатого воздуха ёмкостью 0,06 м³, предназначенный для автономного питания сжатым воздухом пневмапривода шарового крана MOV - 415 в случае аварии;

-- штуцер 21,33 мм для отбора проб осушенного газа.

На пульт управления УКПГ поступают: сигналы давления, расхода и температуры газа, которые регистрируются на вторичных самопишущих приборах КСМ - 4 и “ ALPAM ”; световой и звуковой сигналы высокого влагосодержания осушенного газа; сигнал влагосодержания, который регистрируется на вторичном самопишущем приборе гигрометре “ Байкал - 2М ”.

Сухой газ из выходных коллекторов 508 мм каждого технологического цеха поступает на два межцеховых коллектора 720 мм.

3.4.8 Газосборный коллектор 1020 мм

Сухой газ из межцеховых коллекторов направляется в один или два газосборных коллектора, на котором установлены:

-- шаровой кран MOV - 501 фирмы “ Kameron ” с гидравлическим и ручным приводами;

-- байпасная линия шарового крана, MOV - 501b, 426 мм с шаровым краном и ручным приводом фирмы “ Grove ”;

-- датчик давления и температура “ ALPAM ”;

-- щтуцер 21,33 мм для отбора проб сухого газа;

-- термометр сопротивления ТСП;

-- изолирующая прокладка IF - 543.

На пульт управления УКПГ поступают: световой и звуковой сигналы высокого влагосодержания осушенного газа; сигнал влагосодержания, который регистрируется на вторичном самопишущем приборе “ Байкал - 2М “ ; сигналы давления и температуры, которые регистрируются на вторичном самопишущем приборе FEC - 52; сигнал температуры, который регистрируется на вторичном самопишущем приборе КСМ - 4.

Шаровой кран MOV - 501 имеет индивидуальный ключ управления на пульте УКПГ. Сухой газ по одному или двум газосборным коллекторам направляется в одну или две нитки магистрального газопровода 1420 мм.

3.4.9 Технологическая линия регенерации адсорбента

Технологическая линия регенерации предназначена для восстановления первоначальных свойств адсорбента сухим газом и включает в себя следующие аппараты:

-- компрессор газа регенерации К - 401;

-- подогреватель газа регенерации F - 401;

-- десорбер (адсорбер) Q - 401 или Q - 402;

-- холодильник газа регенерации Е - 401;

-- сепаратор газа регенерации С - 401.

Процесс регенерации состоит из циклов подогрева и охлаждения. Подогрев адсорбента производят следующим образом: осушенный газ с расходом 7100 м³/ч отбирается из выходного коллектора цеха и направляется в цех компрессоров газа регенерации.

3.4.10 Компрессор газа регенерации К - 401

Компрессор газа регенерации представляет собой аппарат с двумя ступенями сжатия, обеспечивающими повышение давления до 0,5 МПа. Мощность приводного электродвигателя 90 кВт.

На линии входа газа в компрессор установлены:

-- диафрагма FT - 401 с первичным прибором ДМПК - 100 и местным регистратором расхода газа регенерации;

-- вентиль регулирующий с пневматическим и ручным приводами;

-- вентиль MOV - 416 с пневматическим и ручным приводами;

На компрессоре установлены:

-- термометр сопротивления ТСП, измеряющий температуру опорного подшипника;

На линии выхода из компрессора установлены:

-- термометр сопротивления ТСП, измеряющий температуру компримированного газа;

-- вентиль MOV - 417 с пневматическим и ручным приводами;

На пульт управления УКПГ поступает следующая информация: световые и звуковые сигналы максимальных температур подшипников (85 С) и нагнетаемого газа (60 С); сигнал расхода газа регенерации, который регистрируется на вторичном приборе ПВ4.3Э. Управление компрессором К - 401 и его вентилями MOV - 416 и MOV - 417 производится с помощью программатора.

С целью блокировки включений и выключений компрессора при переключении программатора на пульте УКПГ имеется ключ управления компрессором К - 401. По схеме предусмотрен переход с компрессора К - 401 на резервный компрессор К - 501 через вентили MOV - 533 и MOV - 537 с пневматическим и ручным приводами. Для регулирования расхода газа регенерации на пульте УКПГ имеется датчик расхода газа регенерации.

На линиях входа и выхода компрессора газа регенерации установлены показывающие манометры ОБМ - 1.

В данный момент на УКПГ-5 компрессора газа регенерации отрезаны от общей технологической линии и поэтому газ по обводной линии сразу поступает в подогреватель газа регенерации F - 401.

3.4.11 Подогреватель газа регенерации F - 401

Подогреватель газа регенерации мощностью 854,8 кВт представляет собой вертикальный аппарат с пучками труб 114 мм, смонтированными в конвекционном и радиальном измерениях. На подогревателе установлены:

-- шибер дымовых газов для регулирования тяги;

-- термометр сопротивления ТСП для измерения температуры дымовых газов;

-- термопара ТЕ - 417 для измерения температуры в камере между пучками конвекции и радиации с местным регистратором температуры;

-- пилотная горелка с электрическим запальником;

-- основная горелка звездообразной формы;

-- штуцер 33,9 мм для ввода инертного газа в полость камеры сгорания.

На линии выхода газа из подогревателя установлены:

-- термометр с термобаллоном для измерения и передачи сигнала температура на регулятор температуры ТС - 405;

-- термометр сопротивления ТСП для измерения и передачи сигнала температуры на пульт УКПГ;

-- датилометрический датчик температуры для передачи сигнала в систему защиты подогревателя.

Подача топливного газа на основную горелку осуществляется по линии 33,4 мм, на пилотную горелку -- по линии 13,7 мм. На линии топливного газа основной горелки установлены:

-- ручной вентиль;

-- редуктор РСУ - 404, поддерживающий давление после себя 0,15 - 0,20 МПа;

-- электроконтактный манометр ЭКМ для измерения и передачи сигнала давления в систему защиты подогревателя;

-- электроклапан EY - 422 для отключения подачи топливного газа на основную горелку в случае аварии.

На линии топливного газа пилотной горелки установлены:

-- редуктор РСУ - 423, поддерживающий давление после себя 0,1 МПа;

-- ручной вентиль;

-- электроконтактный манометр ЭКМ для измерения и подачи сигнала давления в систему зашиты;

-- электроклапан EY - 423 для отключения подачи газа на пилотную горелку в случае аварии;

-- фотодатчик FAS - 407 для контроля наличия пламени.

Общая линия 33,4 мм подачи топливного газа на основную и пилотную горелки снабжена:

-- ручным вентилем;

-- расходомером постоянного перепада FT - 403;

-- электроклапаном EY - 421 для включения и отключения подачи топливного газа на основную и пилотную горелки с пульта управления УКПГ.

В управлении работой подогревателя F - 401 участвуют также следующие устройства:

-- трехходовой электровентиль TY - 405, предназначенный для включения и отключения основной горелки, и имеющий ключ управления на пульте УКПГ;

-- редуктор TCY - 405 для подачи сигнала на пневмапривод регулирующего клапана TY - 405 в случае розжига основной горелки ручным способом;

-- местный пульт управления подогревателем, предназначенный для запуска пилотной горелки, а также для получения аварийных сигналов и выдачи управляющих команд на исполнительные механизмы запорных устройств, и подачи световых и звуковых сигналов аварийных значений параметров на пульт управления УКПГ.

На пульт управления УКПГ поступает следующая информация: световые и звуковые сигналы максимальных температур газа регенерации (равной 225 С), дымовых газов (равной 550 С) аварийного отключения подогревателя по минимальному расходу газа (5500 м³/ч) и отсутствия пламени; сигналы температуры, которые регистрируются на вторичном приборе КСМ - 4.

На линиях входа и выхода подогревателей газа регенерации F - 101, F - 201, F - 301, F - 401 и резервного F - 501 установлен манифольд ВТ - 504, предназначенный для направления потока газа подогрева либо в основной, либо в резервный подогреватель.

Пройдя пучки труб конвекции и радиации, газ нагревается до температуры 180 - 220 С и направляется в десорбер (адсорбер) Q - 401 или Q - 402.

3.4.12 Десорбер (адсорбер) Q - 401 или Q - 402

В десорбере (адсорбере) Q - 401 или Q - 402 происходит подогрев адсорбента. Направление потока снизу вверх.

Значение температур подогретого газа на входе и выходе десорбера устанавливаются следующие:

-- температура на входе, С:

в начале эксплуатации адсорбента ................... 170;

в конце эксплуатации адсорбента ..................... 210;

-- температура на выходе, С:

в начале эксплуатации адсорбента .................... 155;

в конце эксплуатации адсорбента ...................... 180.

Подогретый газ десорбирует поглощенные адсорбентом тяжелые углеводороды, влагу и направляется в холодильник газа регенерации Е - 401.

3.4.12 Холодильник Е - 401

Холодильник газа регенерации представляет собой аппарат воздушного охлаждения четырех ходовой с оребрёнными трубками 25 мм.

На линиях входа и выхода холодильника газа регенерации установлены: шаровые краны с ручными приводами; термометр электроконтактный ЭКТ для измерения и передачи светового и звукового сигналов температуры на пульт УКПГ (максимальная равна 60 С, а минимальная 30 С); термометр с термобаллоном для измерения и передачи сигнала температуры на регулятор температуры.

На холодильнике Е - 401 установлены:

-- цилиндр пневматический для управления входными жалюзями забора воздуха;

-- серводвигатель с пневмоприводом для управления выходными и перепускными жалюзями;

-- вентилятор с приводным электродвигателем мощностью 11 кВт;

-- регулятор температуры в вентиляционной камере с пневмаприводом.

Газ, охладившись до 50 С и сконцентрированные тяжёлые углеводороды, и влага поступают в сепаратор газа регенерации С - 402.

3.4.13 Сепаратор газа регенерации С - 402

Сепаратор газа регенерации представляет собой вертикальный сосуд, 508 мм, высотой 3267 мм, предназначенный для отделения улавливания десорбируемой жидкости (рис.5.2). Для отделения частиц жидкости, увлечённых газовой фазой, внутри сепаратора устанавливается сетчатый отбойник толщиной 150 мм.

На сепараторе установлены:

РУБ для измерения и передачи сигнала уровня жидкости на пневмопривод углового регулирующего вентиля;

-- указатель уровня жидкости стеклянный;

-- сдвоенные предохранительные клапаны, тарированные на давление 8,8 МПа;

-- термометр сопротивления ТСП для измерения и передачи сигнала температуры на пульт управления УКПГ;

-- манометр показывающий ОБМ - 160;

-- дренажная линия 48,3 мм с регулирующим угловым вентилем с пневмоприводом и двумя запорными вентилями с ручными приводами;

-- байпасная дренажная линия 48,3 мм.

На линии выхода 88,9 мм из сепаратора установлены: шаровой кран с ручным приводом; штуцер 33,4 мм для сброса давления газа на факел G - 501; обратный клапан для предотвращения движения сырого газа в технологическую линию регенерации адсорбента и штуцер 33,4 мм ввода инертного газа с ручным приводом.

На пульт управления поступает следующая информация: звуковой и световой сигналы максимального и минимального уровня жидкости; сигнал температуры в сепараторе С - 402, который регистрируется на вторичном самопишущем приборе КСМ - 4.

Газ из сепаратора С - 402 направляется в поток сырого газа, во всасывающий коллектор ДКС после манифольда ВТ - 503.

3.4.14 Технологическая линия цикла охлаждения адсорбента

Технологическая линия цикла охлаждения адсорбента включает в себя следующие аппараты: компрессор газа регенерации К - 401; холодильник газа регенерации Е - 401; сепаратор газа регенерации С - 402.

Осушенный газ давлением 5,0 - 7,5 МПа , с температурой 12 - 20 С и расходом 8100 м³/ч отбирается из выходного, коллектора цеха и направляется через компрессор газа регенерации К - 401 в десорбер Q - 401 или Q - 402 сверху вниз. Далее газ направляется в холодильник Е - 401, затем в сепаратор С - 402. В последнем отделяется жидкость, а газ поступает в линию очистки и осушки газа.

Заключение

На месторождении контроль за разработкой сеноманской залежи, осуществляется геологической службой Медвежинского ГПУ и НТЦ предприятия, путем регулярных замеров и наблюдений, а также применения комплекса геолого-промысловых, геохимических и геофизических исследований, проводимых в эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважинах.

Массовые водопескопроявления на скважинах месторождения Медвежье приводят к осложнениям, одним из которых является образование и рост песчано-глинистых пробок. Удаление песчано-глинистых пробок проводится в процессе капитального ремонта скважины, это продолжительная (в среднем 30 суток) и дорогостоящая операция.

С целью регулирования процесса добычи газа признано целесообразным провести перераспределение отборов по площади газоносности с учетом текущего состояния разработки отдельных участков, характера распределения дренируемых запасов, темпов падения пластового давления.

Проводимые на Медвежьем месторождении исследования скважин не выявили сколь-нибудь существенного взаимодействия добывающих скважин. Накоплен определенный опыт эксплуатации месторождения с центрально - групповой системой размещения скважин.

Список используемой литературы

Технический регламент УКПГ - 6

Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождении. М.: Недра, 1974. - 375 с.

Тер - Саркисов Р.М. Разработка месторождений природного газа. М.: Недра, 1999. -659 с.

Размещено на Allbest.ru