Модернизация технологии сепарации попутного нефтяного газа на входе в установку компримирования газа низкого давления (УКГ НД УПСВ-ЮГ) с целью улучшения показателей производительности компрессорных агрегатов

Введение 6
1. Общая характеристика технологического комплекса 10
1.1 Структурный состав комплекса 10
1.2 Параметры технологического процесса и компонентного состава ПНГ 14
2. Описание технологического процесса 15
2.1 Приемная сепарация газа 15
2.2 Компримирование газа 17
2.3 Охлаждение газа 22
2.4 Дренажная и факельная система 25
3. Устройство и принцип работы компрессоров 26
3.1 Компрессорная система 26
3.2 Маслосистема 29
4. Эксплуатация компрессорной станции 39
4.1 Проблематика станции 39
4.2 Приемная сепарация ПНГ 40
4.3 Внутритрубный сепаратор 41
4.3.1 Принцип действия внутритрубного сепаратора 42
4.4 Вторая ступень сепарации 44
4.4.1 Технологический расчет приемного сепаратора 46
5. Автоматизированные системы управления технологическими процессами 56
5.1 Оборудование и материалы 56
5.2 Система управления 58
5.2.1 DELTA V 58
5.2.2 Состав технических средств 60
5.2.3 Архитектура DeltaV 61
5.3 Общая схема контроля параметров сепарационного процесса 63
5.4 Средства измерения технологических параметров и управления исполнительными механизмами 64
5.4.1 Датчик давления 64
5.4.2 Датчик температуры 65
5.4.3 Датчик уровня жидкости 66
5.4.4 Визуальный вывод показателей давления – манометр 67
5.4.5 Визуальный вывод показателей давления – термометр 68
5.4.6 Визуальный вывод показателей уровня жидкости – уровнемерная колонка 69
5.4.7 Электропривод запорной арматуры 71
5.4.8 Стационарный газоанализатор 72
5.4.9 Предохранительный клапан 73
5.4.10 Датчик расхода газа 74
6. Оценка экономической эффективности 75
Заключение 80
Обозначения и сокращения 82
Список используемых источников 84
Приложение 89

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность данной темы заключается в том, что по мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компримирования уже нельзя. В связи с этим газокомпрессорные станции, устанавливаемые непосредственно по ходу газа после нефтегазового месторождения необходимы для поддержания необходимого давления и расхода.
Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по газопроводам. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.
На нефтегазоконденсатном месторождении Сибири впервые в России для утилизации ПНГ применены двух винтовые маслозаполненные компрессоры WRVi 321-198 единичной мощностью 1,5 МВт, поэтому вопросы, связанные с эксплуатацией данного оборудования, являются актуальными.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) – это природный углеводородный газ, растворенный в водонефтяной эмульсии или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым качествам, предъявляемым стандартами к товарной нефти (ГОСТ 51858 – 2002). Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто – сжигали. В последнее время ситуация с утилизацией ПНГ стала меняться. Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа и его компонентов.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Общая характеристика технологического комплекса

1.1 Структурный состав комплекса

Ванкорское месторождение-перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок.
Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского Долгано Ненецкого района) участки, показанные на рисунке 1.



Рисунок 1 – Карта-схема Ванкорского месторождения

Ванкорское месторождение расположено в труднодоступном районе Западной Сибири, в её северо-восточной Приенисейской части, за Полярным кругом, в бассейне верхнего течения реки Большая Хета, левого притока реки Енисей.
Район характеризуется сложными природно-климатическими условиями лесотундры и подзоны крайне северной тайги, суровым климатом, наличием многолетнемерзлых пород, а также отсутствием производственной и социальной инфраструктуры [5].
В административном отношении территория лицензионной площади месторождения расположена в Туруханском районе Красноярского края, ближе к его северной границе с Таймырским автономным округом и к его западной границе с Ямало-Ненецким автономным округом.
По карте климатического районирования для строительства, территория относится к 1 климатическому району, подрайон 1Б (согласно СП 131.13330.2020 Строительная климатология). Климат района – резкоконтинентальный.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Neftegaz.RU. ЭНЕРГАЗ: опыт подготовки и компримирования низконапорного ПНГ // Энергетическая политика, №3, Март 2018 – 16.01.2020. [Электронный журнал]. https://magazine.neftegaz.ru/articles/tekhnologii/519134-energaz-opyt-podgotovki-i-komprimirovaniya-nizkonapornogo-png/ (дата обращения 28.05.2024).
2 Neftegaz.RU. ЭНЕРГАЗ: проблемы низконапорного ПНГ решаем комплексно// Энергетическая политика, №5, Май 2021 – 20.09.2021. [Электронный журнал] https://magazine.neftegaz.ru/articles/oborudovanie/697737-energaz-problemy-nizkonapornogo-png-reshaem-kompleksno/ (дата обращения 28.05.2024).
3 ProHПЗ. Газовый конденсат // Энергетическая политика – 05.06.2022. [Электронный журнал] https://pronpz.ru/?s=газовый+конденсат&submit (дата обращения 28.05.2024).
4 Neftegaz.RU. Планирование и проектирование нефтегазодобывающих регионов и месторождений// Энергетическая политика, №9, Сентябрь 2021 – 27.05.2022. [Электронный журнал] https://magazine.neftegaz.ru/articles/tsifrovizatsiya/682107-planirovanie-i-proektirovanie-neftegazodobyvayushchikh-regionov-i-mestorozhdeniy/ (дата обращения 28.05.2024).
5 Neftegaz.RU. Мембранные установки подготовки природного и попутного нефтяного газа, комплексные решения НПК Грасис // Энергетическая политика. – 23.05.2021. [Электронный ресурс]. – URL: https://neftegaz.ru/science/booty/331949-membrannye-ustanovki-podgotovki-prirodnogo-i-poputnogo-neftyanogo-gaza-kompleksnye-resheniya-npk-gra/ (дата обращения 28.05.2024).
6 Neftegaz.RU. ЭНЕРГАЗ – опыт газоподготовки прирастает новыми проектами // Энергетическая политика, №10, Октябрь 2021 – 18.21.2021. [Электронный журнал]. https://magazine.neftegaz.ru/articles/oborudovanie/701998-energaz-opyt-gazopodgotovki-prirastaet-novymi-proektami/ (дата обращения 28.05.2024).
7 Neftegaz.RU. ЭНЕРГАЗ – 15 лет в сфере технологического оборудования газоподготовки // Энергетическая политика, №10, Октябрь 2022 – 11.10.2022. [Электронный журнал] https://magazine.neftegaz.ru/articles/oborudovanie/754003-energaz-15-let-v-sfere-tekhnologicheskogo-oborudovaniya-gazopodgotovki/\ (дата обращения 28.05.2024).
8 Neftegaz.RU. Синергия производства и науки // Энергетическая политика, №12, Декабрь 2022 – 01.12.2022. [Электронный журнал] https://magazine.neftegaz.ru/articles/transportirovka/761660-sinergiya-proizvodstva-i-nauki/ (дата обращения 28.05.2024).
9 М. С. Красюк, А. А. Мирошниченко Методы очистки масел, применяемых на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности // Экологические проблемы региона и пути их разрешения. Омский государственный технический университет, г. Омск, Россия – Май 2020 г. – C. 60–64.
10 В. И. Коцуба, с. Н. Ничипорук Влияние обводненности нефтяных масел на их эксплуатационные показатели // Технический сервис в агропромышленном комплексе. Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Горки, Республика Беларусь – 2021 г. – C. 114–119.
11 Kotsuba F.U.A., Radionov S. W.M. Influence of water content in oil oils on their indicators// Constr. Build. Mater. 2019. V. 82. P.192–205.
12 Махмудова Н.С. Химические методы очистки масел // Вопросы науки и образования. 2018. № 1 (13). С. 10-11.
13 Локов Р.А. Очистка отработанного масла классическими методами // Вестник научных трудов молодых учёных, аспирантов, магистрантов и студентов ФГБОУ ВО "Горский государственный аграрный университет". Владикавказ, 2018. С. 195-197.

Весь текст будет доступен после покупки