Ситуация, сложившаяся в НГДУ до ввода в эксплуатацию месторождений «В», «С» и «D»

III

ЦПС

I – товарный газ; II – товарный конденсат; III – товарная нефть

Рис. 1.

Основные технологические решения:

1. Реконструкция системы сбора и подготовки продукции скважин на месторождении «А» вызвана изменением требований потребителя, который теперь отказывается приобретать нестабильный углеводородный конденсат (как это делал до сих пор), а требует заменить его на поставки ШФЛУ.

Таким образом, на УКПК придётся делить нестабильный конденсат на лёгкую часть (ШФЛУ) и тяжелую часть (нефтяные фракции).

Для подготовки последних до требований нормативных документов придётся соорудить УКПН, а для откачки товарной продукции в проходящий рядом магистральный нефтепровод придётся построить соответствующий приёмо – сдаточный пункт.

2. Месторождение «В» (согласно исходных данных) будет оборудовано аналогично месторождению «А», но по децентрализованной схеме, согласно которой подготовка всей продукции будет осуществляться на нескольких ГСП, расположенных на территории месторождения.

Откачка товарного газа будет производиться ДКС на ГСМГ месторождения «А».

Откачка ШФЛУбудет осуществляться ДНСна УКПКместорождения «А».

Откачка нефтяных фракцийбудет производиться ДНС на приёмо – сдаточный пунктместорождения «А».

3. Месторождение «С» (согласно исходных данных) будет обустроено по альтернативной схеме; причём в качестве МГБУ будут приобретены установки типа 3 – В, позволяющие отделить от продукции азот и сбросить его в атмосферу.

Отделённый метан с помощью ДКС будет поставляться на ГСМГ месторождения «А».

Углеводороды С₂ – С₅будут объединяться в ШФЛУкоторая с помощью ДНС будет откачиваться на УКПКместорождения «А».

Откачка нефтяных фракцийбудет производиться ДНС на приёмо – сдаточный пунктместорождения «А».

4. Месторождение «D» буде обустроено по основному варианту унифицированной схемы, согласно которого вся продукция месторождения по сборному коллектору под собственным давлением будет поставляться на УКПН, сооруженную на ЦПС.

Товарная нефть будет поставляться на приёмо – сдаточный пунктместорождения «А».

Попутный газ будет сбрасываться на уже существующую УКПГместорождения «А».

Газовый бензини бензин стабилизациинефти будут поступать на узел компаундирования с образованием ШФЛУ, сбрасываемой в соответствующую линию месторождения «А».

Сточная вода будет направляться в систему поглощения.

Тогда, предлагаемая ситуация может быть проиллюстрирована рис.2.

Ситуация, сложившаяся в НГДУ после ввода в эксплуатацию месторождений «В», «С» и «D»

III

ЦПС

D 15 22 IV 6 В VII 24

VI V C 25 VI 23 16 3 2 1 А 4 II 14 16 III 20 I 17 18 21 5 7 8 9 10 13 13

ГСП-1

ГСП-2

1 - эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- трёх ходовой кран; 4 – групповое замерное устройство; 5 – первичный сепаратор; 6 – УКПГ; 7 – УКПВ; 8 – КНС; 9 – УКПК; 10 – поглощающая скважина; 11 – ГСМГ; 12 – приёмо – сдаточный пункт; 13 – ДНС 14 – МГБУ; 15 – узел компаундирования; 16 – свеча рассеивания.

I – товарный газ; II – товарная ШФЛУ; III – товарная нефть; IV – азот; V – метан; VI – С₂ – С₅

Рис. 2.

Проверим возможность такого решения.

Обустройство всех новых месторождений сомнений не вызывает.

Единственное, что требует расчетного подтверждения – это возможность обустройства месторождения «D» по основному варианту унифицированной схемы сбора.

Для этого, сделаем самое жесткое допущение, что месторождение «D» находится за месторождением «А». т.е. от него до ЦПС – 28 +10 =38 км.

Воспользуемся уравнением Дарси – Вейсхбаха:

(1)

где:

- длина трубопровода, м;

- внутренний диаметр трубопровода, м;

-ускорение силы тяжести, м/с²;

-плотность жидкости, кг/м³;

- потеря давления, Па;

Δz – разность геодезических отметок ЦПС и месторождения;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима течения жидкости и шероховатости стенок трубопровода;

- средняя скорость течения жидкости, м/с, определяемая по формуле:

(2)

где:

Q -объёмный расход жидкости, м³/с, определяемый по формуле:

(3)

где:

G– массовый расход жидкости, кг/с.

Определим Q, переведя предварительно исходные данные в систему СИ.

Тогда:

Поскольку:

D_в= 300 мм = 0,3м

Затем определим коэффициент гидравлического сопротивления λ, предварительно рассчитав критерий Рейнольдса:

(4)

где:

μ - динамическая вязкость жидкости, Па^.с (из условия μ = 0,020 Па^.с);

Поскольку Re < 2320 ,то в трубопроводе ламинарный режим.

В этом случае, коэффициент гидравлического сопротивления λ находится по формуле Стокса [2]:

(8)

Тогда:

Поскольку:

L= 38 км = 38000 м.

,т.к труба горизонтальна.

Потери давления при транспорте газа, согласно условия, будут ещё на порядок меньше.

Делаем вывод.

Так как, согласно условия, давление на первой ступени сепарации 6 атм, то даже через 10 лет эксплуатации, когда давление на устье скважин понизится до 10 атм, его вполне хватит для обустройства месторождения по выбранному варианту.

Задача решена.

Ситуационная задача 11.

В НГДУ «Х - нефть» потребителем попутного газа со следующего года будут являться службы магистрального транспорта.

Магистральный газопровод проложен в 2000 г в непосредственной близости от месторождения и в нём поддерживается давление порядка 60 атм.

Попутный газ будет поставляться в соответствии с ОСТом 51.40 – 93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия.

На пром. площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, попутный газ будет поступать тремя потоками: газ первой ступени сепарации под давлением 8 атм.; газ второй ступени сепарации под давлением 4 атм. и и газ третьей ступени сепарации под давлением 1,5 атм.

Объёмный расход попутного газа составит 500, 100 и 20 млн. м³/год (ст.усл) соответственно.

Газ первой ступени сепарации имеет точку росы по воде -25⁰С, а по углеводородам -15⁰С и практически не содержит сероводорода и меркаптановой серы, в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) существенно превышает 35 МДж/м³ при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %. Содержание метана в газе находится на уровне 95 % об., этана – 4 % об., С_3+высш. – 0,5 % об.

Газ второй ступени сепарации имеет точку росы по воде -22⁰С, а по углеводородам -12⁰С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,002 и 0,005 г/м³ соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 33 МДж/м³ при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %. Содержание метана в газе находится на уровне 20 % об., этана – 60 % об., С_3+высш. – 20 % об.

Газ третьей ступени сепарации имеет точку росы по воде -20⁰С, а по углеводородам -10⁰С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,01 и 0,02 г/м³ соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 32,5 МДж/м³ при объёмной доле кислорода в нём 0,4%. Содержание метана в газе находится на уровне 0,5 % об., этана – 5 % об., С_3+высш. – 94,5 % об.

Предложите технологическую схему УКПГ, если магистральный газопровод проложен в холодном климатическом районе РФ. Масса механических примесей оговорена в соглашениях с промыслами и безусловно выполняется, а температура закачки газа в магистральный трубопровод устанавливается проектом на уровне 30 ⁰С.

Кроме того, имеется практически не ограниченный рынок для утилизации любых компонентов попутного газа в качестве топлива на местных котельных.

Решение задачи.

1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ:

Газ первой ступени сепарации полностью соответствует требованиям соответствующего нормативного документа и не нуждается ни в какой подготовке.

Газ второй ступени сепарации также полностью соответствует требованиям соответствующего нормативного документа и не нуждается ни в какой подготовке.

Газ третьей ступени сепарации не соответствует требованиям соответствующего нормативного документа, так как содержит сероводорода примерно на 30 %, а меркаптановой серы примерно на 25 % больше чем положено.

Кроме того, газ второй и особенно третьей ступени сепарации содержит большое количество углеводородов С_3+высщ., которые при компримировании до 60 атм. перейдут в жидкую фазу, подача которой в магистральный газопровод категорически запрещена.

2. Основные технологические решения:

1. Очищать газ третьей ступени от сероводорода и меркаптановых соединений не требуется, так как его количество, даже если его подавать в магистральный трубопровод в полном объёме, не превышает 4 % от общего объёма попутного газа; в результате, при компаундировании всех составляющих попутного газа будет получена смесь, полностью отвечающая требованиям нормативного документа.

2. Очищать газ первой ступени сепарации от углеводородов С_3+высщ. не требуется так как их содержание в смеси, поставляемой в магистральный транспорт, будет находиться на уровне 0,35 % об., что гарантирует их присутствие в паровом состоянии или, если угодно, в растворенном состоянии.

3. Газ второй и особенно третьей ступени сепарации очищать от тяжелых компонентов необходимо.

Сделать это можно несколькими способами:

- отдельно компримировать газ второй и третьей ступени сепарации до 60 атм., затем охладить разогревшиеся при этом газы до 30 ⁰С, для чего вполне достаточно кожухо трубчатых водяных холодильников и даже, возможно, АВО и отделить сконденсировавшиеся тяжелые углеводороды в газовых сепараторах, направив их в качестве топлива в местные котельные; после чего направить подготовленные газы на компаундирование с газом первой ступени сепарации, также поджатом до 60 атм, с последующей сдачей полученной смеси службам магистрального транспорта;

- компримировать газ третьей ступени сепарации до давления газа второй ступени сепарации (4 атм.), охладить разогревшийся при этом газ вышеописанным способом, отделить сконденсировавшиеся при этом тяжелые компоненты в газовом сепараторе, направив их по известному адресу; после чего смешать частично очищенный газ третьей ступени с газом второй ступени сепарации и повторить перечисленные операции, но уже поджав газ до давления газа первой ступени сепарации (8 атм), после чего, смешать очищенный газ с газом первой ступени сепарации и дожав полученную смесь до 60 атм. (разумеется охладив и отделив тяжелые углеводороды) направить её службам магистрального транспорта;

- перед компримированием и компаундированием провести отбензинивание газа второй и третей ступени сепарации на двух соответствующих установках методами либо абсорбции, либо адсорбции (например, на маслоабсорбционной установке) с последующим направлением на смешение с газом первой ступени сепарации и сдачей службам магистрального транспорта;

- компримировать газ третьей ступени сепарации до давления газа второй ступени сепарации (4 атм.), охладить разогревшийся при этом газ вышеописанным способом, отделить сконденсировавшиеся при этом тяжелые компоненты в газовом сепараторе, направив их по известному адресу; после чего смешать частично очищенный газ третьей ступени с газом второй ступени сепарации и провести отбензинивание полученной смеси методами либо абсорбции, либо адсорбции (например, на маслоабсорбционной установке) с последующим направлением на смешение с газом первой ступени сепарации и сдачей службам магистрального транспорта;

- провести глубокое охлаждение газа третьей и второй ступени сепарации (либо их смеси, после осуществления вышеописанных предварительных операций), например, с применением винтового детандера, с направлением выделенных С₁ и С₂ на смешение с газом первой ступени сепарации и последующей сдачей смеси в службы магистрального транспорта.

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 260; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 19 20 21 22 232425 26 27 28 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!