Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Изм.
Разраб.
Максютов И.М.
Провер.
Рафиков С.К.
Реценз.
Н. Контр.
Рафиков С.К.
Утверд.
Мустафин
Записка
пояснительная
Лит.
Листов
47
УГНТУ-СТ-09-02
Содержание
2.4.1 Электротехническая часть стр.13
2.4.2 Электрохимическая защита
2.4.3 Автоматизация на ПХГ
2.4.4 Метрологическое обеспечение стр.14
2.4.5 Тепло- и водоснабжение. Канализация стр.15
2.4.6 Автомобильные дороги
2.4.7 Отопление
2.5. Основные сооружения и установки
2.5.1 Газосборный пункт стр.16
2.5.2 Установка подготовки газа стр.18
2.5.3 Дожимная компрессорная станция стр.27
2.6. Новые технические решения на ПХГ стр.37
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3
Введение
ЗАО Ордена Ленина трест «Нефтепроводмонтаж», выполняет следующие виды работ: подготовительные, общестроительные, земляные, сварочно-монтажные, изоляционно-укладочные и кровельные работы, работы по балансировке, монтажу КИП и ЭХЗ, устройство и монтаж железобетонных и легких ограждающих конструкций, благоустройство наружных сетей и территории, осуществление функций Генподрядчика, устройство наружных сетей и оборудования, монтаж технологического оборудования при капитальном строительстве и реконструкции объектов транспорта газа ОАО «Газпром».
Трест Ордена Ленина трест «Нефтепроводмонтаж» создан в январе 1952 года. Коллективу треста за полувековую историю довелось работать на строительстве магистральных трубопроводов в средней Азии, восточной и западной сибири, якутии, на дальнем востоке. Усилиями коллектива треста возведены административные здания, жилые дома и объекты, соцкультбыта в Уфе, Нефтекамске, Петряево. Огромный вклад коллективом треста внесен в газификацию городов и сел республики Башкортостан.
С 2000 года трестом выполнялся комплекс работ по сооружению магистрального газопровода «Ямал-Европа» ДУ-1420 мм в Смоленской области. Так же в 2000-2003 г. трестом выполнялись работы по строительству и реконструкции объектов ОАО «Оренбургнефть», водоводов в.д. нефтепроводов, газопроводов ДУ от 89 мм до 530 мм, работы по объекту «Телемеханизация» н/пр ТУ-1 136 км. ТУ-2, ТУ-3, ТОМ-3 на участке Субхангулово-Нурлино Туймазинского РНУ, газификация районов республики Башкортостан. Проводилась реконструкция головных сооружений НПС «Калейкино» НП «Альметьевск-Горький», выполнялись работы по строительству газопровода и ГРС в п. Барамзы Слободского района Кировской области. Работы на всех участках строительства выполнялись качественно с опережением графика строительства. В ходе производства строительно-монтажных работ нарушений технологии и качества строительства со стороны треста «Нефтепроводмонтаж» не отмечалось. Специалисты компании успешно выполняли работы в интересах Заказчиков. Результатом успешно выполненных работ являются грамоты и благодарственные письма полученные от губернаторов областей. Высококвалифицированный персонал, имеющий многолетний опыт работы, способен выполнять весь комплекс строительно-монтажных работ на объектах различной сложности, в любое время года, в короткие сроки и качественно. На данный момент ЗАО «Ордена Ленина трест «Нефтепроводмонтаж» работает на следующих объектах: «Реконструкция ПХГ «Совхозное», «Реконструкция газопромысловых и компрессорных сооружений Песчано-Уметской ПХГ. Расширение Песчано-Уметской ПХГ.
Обустройствоо ГРП-3», «Реконструкция газопромысловых и компрессорных сооружений ЕСПХГ», «Реконструкция линейной части МГ Средняя Азия – Центр на участке ООО «Волготрансгаз». Переход через р. Осередь САЦ 4-1» (Участок Калачаевского ЛПУ МГ р.Осередь) и «Реконструкция линейной части МГ Средняя Азия – Центр на участке ООО «Волготрансгаз». Узел подключения КС. Газопровод САЦ – 3» (Камера приема), Заказчиком на которых является компания ЗАО «Газпром инвест Юг». Наиболее приоритетным среди перечисленных объектов на данный момент является «Реконструкция ПХГ «Совхозного».
В настоящее время в России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции:
Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. На территории Российской Федерации расположены 25 объектов подземного хранения газа, из которых 8 сооружены в водоносных структурах и 17 — в
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
4
истощенных месторождениях. В пределах ЕСГ РФ действует двадцать подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях, в том числе и Совхозное в Оренбургской области.
Совхозное подземное хранилище газа создано на базе выработанного газоконденсатного месторождения в 1974 г. с целью регулирования неравномерности газоснабжения потребителей Урало-Поволжского экономического района.
Проект обустройства Совхозного ПХГ в 1974 году выполнен Новосибирским филиалом института «ВНИПИГАЗДОБЫЧА» на общий объем хранилища 7,1 млрд.м3 и активный объем 3,4 млрд.м3. По проекту было предусмотрено строительство следующих основных сооружений:
К настоящему времени технологическое оборудование существующей промплощадки ПХГ эксплуатируется более 20 лет, морально и физически устарело. Возникла необходимость реконструкции Совхозного ПХГ.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5
Рис. 1: площадка строительства объекта «Реконструкция Совхозного ПХГ»
2. Основная часть
2.1. Общая характеристика объекта
Совхозное подземное хранилище газа в административном отношении расположено в Октябрьском районе Оренбургской области на землях совхоза "Октябрьский", в 100 км на северо-запад от города Оренбург. Ближайшие населенные пункты: районный центр – поселок Октябрьский в 15 км к западу, село Михайловка в 3,5 км к северо-западу от существующей площадки и в 4,1 км от проектируемой площадки ПХГ, Кошара Ягодная в 1,8 км к юго-востоку от существующей площадки и в 0,9 км от проектируемой площадки ПХГ.
Согласно физико-географического районирования территория объекта расположена в пределах провинции Общий Сырт Степной зоны Русской равнины. Территория площадки свободна от застройки и инженерных сетей. Конфигурация площадки прямоугольная. Рельеф площадки ровный с уклоном к югу, абсолютные отметки колеблются от 203.8 до 210.5.
Климат рассматриваемой территории резко континентальный, с жарким летом и морозной зимой. По климатическому районированию для строительства территория относится к IB району. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, изрезанную редкой сетью оврагов и балок. Максимальные отметки рельефа над уровнем море не превышают 220-230 м. Грунты на площадке представлены:
-почвенно-растительным слоем мощностью 0,4 - 0,6 м, который перед началом строительства подлежит обязательному удалению;
-суглинками красно-бурыми твердыми с включениями карбонатов, распространены повсеместно, мощность 5,0 7,5 м;
-суглинками темно-коричневыми тугопластичными, мощностью до 3,5 м;
-глинами коричневыми полутвердыми. Грунтовые воды встречены на глубине 2,8 8,0 м
Совхозное ПХГ создано на базе истощенного газоконденсатного месторождения и находится в эксплуатации, как ПХГ, с 1974 года, когда была произведена первая закачка газа при пластовом давлении 37 кгс/см2.
Проект обустройства Совхозного ПХГ в 1974 г. выполнен Новосибирским филиалом института "ВНИПИГАЗДОБЫЧА" на общий объем хранилища 7,1 млрд.м3 и активный объем 3,4 млрд.м3. Проектом было предусмотрено строительство следующих основных сооружений:
В настоящее время Совхозное ПХГ эксплуатируется с показателями: активный объем - 3,4 млрд.м3 газа, колебания пластового давления в диапазоне 67-128 кгс/см2, количество эксплуатационных скважин -65. При этом максимальный отбор газа за сезон был достигнут в сезон 1999-2000 г. и составил 3,62 млрд.м3. Максимальный объем закачки - 3,68 млрд.м3 газа был получен в 2000 г.
Анализ результатов разработки месторождения и эксплуатации ПХГ Совхозное показал высокие продуктивные свойства, газовый режим работы залежи.
За период эксплуатации средние дебиты скважин достигали в период отбора 940 тыс.м3/сутки при максимальной пр
Изм.Лист
Лист№ докум.
№ докум.Подпись
ПодписьДата
ДатаЛист
Лист2
6
О22. ПЗ
оизводительности отдельных скважин до 1,5-1,6 млн.м3/сутки, что свидетельствует о высоких потенциальных возможностях пласта-коллектора. Приемистость скважин составляет в среднем 300-500 тыс: м3/сутки (при максимальных значениях по отдельным скважинам 600-700 тыс.м3/сутки). Депрессии по скважинам в среднем изменяются в пределах 1-6 кгс/см2, достигая по отдельным низкодебитным скважинам 12-13 кгс/см2. Устьевые давления по скважинам в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ изменялись в пределах 38-100 кгс/см2.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
7
К настоящему времени оборудование существующей промплощадки ПХГ эксплуатируется более 20 лет, морально и физически устарело. Возникла необходимость реконструкции Совхозного ПХГ.
Новая промплощадка ПХГ располагается в 500 м южнее существующей промплощадки. На ней запроектированы все основные и вспомогательные объекты и сооружения ПХГ, позволяющие после их строительства выйти на новые технологические показатели. По мере ввода новых технологических мощностей на новой промплощадке действующие технологические объекты на старой промплощадке будут выводиться из эксплуатации. Газ на закачку в ПХГ подается из Оренбургского ГПЗ и из системы магистральных газопроводов: по трем существующим газопроводам Ду 500, Ду 700 и Ду 1000, Ру 5,5 МПа и по проектируемому в настоящее время институтом "Газпроектинжиниринг" (г.Воронеж) газопроводу - подключению Ду 1200, Ру 7,5 МПа.
В период отбора подготовленный на ПХГ к транспорту газ по этим же газопроводам поступает на Оренбургский ГПЗ и в систему магистральных газопроводов.
В основу разработки генерального плана положены следующие принципы:
- зонирование площадки при расположении производственных и
вспомогательных объектов;
- сокращение протяженности внутриплощадочных дорог и инженерных сетей.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
8
Рис.2: Совхозное ПХГ
Рис.3: Совхозное ПХГ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
9
2.2. Технологические решения
Газ на закачку в хранилище подается из Оренбургского ГПЗ по трем существующим газопроводам Ду 500, 700 и 1000, Ру 5,5 МПа и по проектируемому отдельному (институт Газпроектинжиниринг, г.Воронеж) газопроводу-подключению Ду 1200, Ру 7,5 Мпа.
На промплощадке газ поступает на 3 установки отключающих устройств в укрытии (на 28 скважин и две на 41 скважину).
Все три установки отключающих устройств аналогичны по конструктивному исполнению и предназначены для замера и распределения газа по скважинам в режиме закачки и регулирования дебита, контроля и сбора в общий коллектор в режиме отбора газа.
Основными технологическими процессами, выполняемыми на ПХГ, является:
- компримирование его в конце отбора для подачи из хранилища в магистральный газопровод;
Для этих целей на ПХГ предусмотрены основные сооружения:
Для обеспечения нормального функционирования основных сооружений на площадке ПХГ предусматриваются вспомогательные установки:
Основные режимы газа на
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
10
ПХГ - это отбор (в зимнее время) и закачка (в летнее время).
Рис.4: установка отключающих устройств на 28 скважин в укрытии
2.3. Технологические операции
2.3.1. Отбор газа
Газ из пласта ПХГ по 110 шлейфам Ду 150 с расходом 70-16,4 млн.м3/сутки, давлением 12,7-3,3 МПа, температурой 5,6-11,5 С0 направляется на соответствующие установки отключающих устройств и далее на установку подготовки газа, где производится сначала первичная подготовка (улавливание воды, соли, углеводородного конденсата и мех.примесей ), а далее осушка и извлечение углеводородного конденсата. Метод осушки: низкотемпературная сепарация (НТС) с использованием дроссель-эффекта на дросселирующем устройстве с использованием теплообменников газ-газ. В первые месяцы отбора после НТС газ направляется в подогреватели газа для подогрева до температуры выше 0°С.
После установки подготовки и подогревателей газа, газ с давлением 2,4-5,3 МПа или 2,4-7,3 МПа и температурой 1,8-6,8 С0 направляется на установку очистки газа, а далее на замер. В установке очистки предусмотрена возможность направлять газ по байпасу в случае, если это необходимо для уменьшения потерь давления и при условии, что вынос жидкости из установки подготовки соответствует проектному. После замера газ направляется:
в первые месяцы отбора - в количестве 27,82-34,84 млн.м3/сутки с давлением 5,0 МПа и температурой 2,5-5,7 С0 в газопровод Ру 5,5МПа или 69,7 млн.м3/сутки с давлением 7,0 МПа и температурой 4,6-6,8 С0 газ - в соответствующие магистральные газопроводы ( Ру 5,5 МПа и Ру 7,5 МПа). При совместной работе двух газопроводов перед подачей в газопровод Ру5,5 МПа газ дросселируется от 7,0 МПа до 5,0 МПа на специально предусмотренных узлах дросселирования. Предусмотрена возможность дросселирования газа также и в газопровод Ру 7,5МПа от 7,0 до 5,0 если давление в газопроводе ниже 7,0 Мпа;
в последующие месяцы отбора в количестве 16,28-34,84 млн.м3/сутки с давлением 2,4-3,2 МПа и температурой 0,4-2,5°С или 16,27-69,7 млн.м3/сутки с давлением 2,4-5,2 МПа и температурой 1,8-6,8°С газ - на ДКС, а затем с давлением 5,0 МПа или 7,0 МПа с температурой не более 40°С (обеспечивается аппаратами воздушного охлаждения газа)-в соответствующие магистральные газопроводы (Ру 5,5 МПа и Ру 7,5 МПа). При совместной работе двух газопроводов перед подачей в газопровод Ру5,5МПа газ дросселируется от 7,0 МПа до 5,0 МПа. Предусмотрена возможность дросселирования газа также и в газопровод Ру 7,5 МПа от 7,0 до 5,0 если давление в газопроводе ниже 7,0 МПа.
Для обеспечения режима отбора участвуют в работе также:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
11
ннике;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
12
2.3.2. 3акачка
Газ из существующей системы магистральных газопроводов Ру 5,5 МПа (Ду 1000,500,700) по запроектированному трубопроводу Ду 1000 в количестве 28-22,2 млн.мЗ/сутки с давлением 4,5 МПа и температурой 11 -21°С или из магистрального газопровода Ду 1200, Ру7,5 МПа по запроектированному трубопроводу Ду 1000 в количестве 50-22,5 млн.мЗ/сутки с давлением 6,5 МПа и температурой 11-21°С направляется на установку очистки газа. Совместный режим двух газопроводов возможен, если давление в газопроводе Ру 7,5 будет 4,5 МПа.
После очистки от механических примесей, жидкости газ, пройдя пункт замера, поступает в компрессорный цех с АВО газа, где дожимается до необходимого давления, охлаждается в АВО и поступает по трем трубопроводам Ду 500 на установки отключающих устройств. Далее газ с давлением 7,7-14,7 МПа и температурой меньше 40°С по 110 шлейфам Ду 150 направляется в пласт ПХГ.
Для обеспечения режима закачки в работе участвуют также:
-склад ГСМ, предназначенный для хранения масел ГПА, а также дизельного топлива для аварийной электростанции.
-установка подготовки топливного, пускового, импульсного газа и газа собственных нужд предназначенная для обеспечения топливом и пусковым газом ГПА, топливом потребителей площадки ДКС, местных потребителей ;
-узел хранения и выдачи азота, предназначенный для подачи азота в качестве затворного в факельные коллектора в момент исчезновения топливного газа.
-компрессорная сжатого воздуха, обеспечивающая подачу осушенного воздуха к приборам КИП и воздуха для ремонтных работ;
-факельное хозяйство, которое предназначено для сброса газа при опорожнении аппаратов перед остановкой на ремонт или переосвидетельствование и при срабатывании предохранительных клапанов.
Установка утилизации газа работает в периоды межсезонья или при опорожнении отдельных узлов в периоды отбора или закачки. Производится утилизация газов с давлением выше 5,5 МПа. Подача утилизируемого газа предусмотрена в газопровод 5,5 МПа.
2.4 Вспомогательные операции
2.4.1 Электротехническая
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
13
часть
Электроснабжение существующей площадки ПХГ в настоящее время осуществляется от ПС "Совхозная", которая в свою очередь питается по двум ВЛ-35 кВ от ПС "Октябрьская". Расчетная мощность потребителей проектируемой площадки ПХГ составляет 2262 кВт, узла в целом - 2908 кВт.
В связи с реконструкцией ПХГ, переводом технологических объектов на новую промплощадку и, соответственно, переводом туда основных энергопотребителей, при новой промплощадке сооружается новая понижающая станция. С приказом РАО "Газпром" о необходимости технико-экономического обоснования схемы электроснабжения в процессе проектирования, были рассмотрены также варианты электроснабжения со строительством электростанции собственных нужд. Но как показали рассчеты по капитальным затратам и ежегодным издержкам, наиболее экономичным является вариант питания только от энергосистемы, при этом в качестве аварийных источников электроснабжения используется 4 дизельных электростанции ДЭС-630.
2.4.2 Электрохимическая защита
Электрохимическая защита осуществляется методом катодной поляризации указанных коммуникаций установками катодной защиты (УКЗ).
Электрохимзащите от подземной коррозии подлежат:
-шлейфы от устья газовых скважин, 110 шт.;
-внутриплощадочные сети - трубопроводы-подключения к установкам отключающих устройств на 28 скважин и на 41 скважину (2 установки);
-внеплощадочные газопроводы - подключения к существующим и проектируемому газопроводу подключения Ду 1000;
-другие подземные стальные коммуникации на промплощадке ДКС.
2.4.3 Автоматизация на ПХГ
Объем контрольно-измерительных приборов (КИП) и систем автоматизации выбраны таким образом, чтобы обеспечить безаварийную и надежную работу установок, агрегатов и другого оборудования Совхозного ПХГ без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Информационно-управляющая система Совхозного ПХГ включает в качестве подсистем:
-автоматизированную систему управления технологическими процессами ПХГ;
-автоматизированную систему управления производственно-хозяйственной деятельностью;
АСУ ТП ПХГ для основного и вспомогательного производства в свою очередь включает:
-автоматизированную систему управления газосборными пунктами, предназначенную для обеспечения в автоматизированном режиме контроля и управления режимами работы скважин при отборе и закачке газа;
-автоматизированную систему управления промысловой подготовкой газа;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
14
-автоматизированную систему управления компримированием газа;
-автоматизированную систему управления технологическими объектами энергоснабжения ПХГ.
Кроме перечисленных выше АСУ ТП имеется ряд функциональных комплексов, являющихся составной частью всех уровней АСУ ТП (экологический мониторинг, охранная сигнализация и др.)
2.4.4 Метрологическое обеспечение
Нормированными метрологическими характеристиками являются основные и дополнительные приведенные погрешности преобразования технологических параметров, указанные ниже:
Необходимо обеспечить:
-для датчиков технического измерения расхода газа относительную погрешность измерения не хуже 2.5%;
-срок службы датчиков не менее 12.5 лет.
2.4.5 Тепло- и водоснабжение. Канализация.
Источником теплоснабжения на новой промплощадке ПХГ является проектируемая котельная.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
15
Для обеспечения нужд отопления и вентиляции в котельной устанавливается три водогрейных котла КСВа-2,5 Гн Борисоглебского котельно-механического завода тепловой мощностью 2,5 МВт каждый с учетом 50% резервотепловой мощности.
В качестве топлива для котельной используется природный газ. Температурный график 115-70°С. Для нужд горячего водоснабжения в летнее время проектом предусмотрена установка водогрейного котла КВа-0,3.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
16
Источником водоснабжения объектов проектируемой промплощадки является водозабор в районе с. Михайловка, Октябрьского района Оренбургской области, откуда вода по водоводу подается на существующую промплощадку ПХГ.
2.4.6 Автомобильные дороги
В проекте предусмотрены следующие автомобильные дороги:
-подъездная к новой промплощадке СПХГ;
-внутрипромысловые к газовым скважинам
2.4.7 Отопление
Источником теплоснабжения является проектируемая на новой промплощадке котельная с тремя котлами КСВа-2,5 Гн Борисоглебского котельно-механического завода тепловой мощностью 2,5 МВт каждый.
Рис. 5: Общежитие ПХГ
2.5 Основные сооружения Совхозного ПХГ
Для сбора (распределения) и подготовки газа Совхозного ПХГ рассматриваются следующие основные сооружения:
2.5.1 Газосборный пункт
На газосборном пункте располагаются три установки отключающих устройств в укрытиях. Каждая из установок предназначена для замера и распределения газа по скважинам в режиме закачки газа, а также замера регулирования дебита, контроля и сбора в общий коллектор в режиме отбора газа.
Одна из установок рассчитана на подключение 28 скважин, а две - на подключение 41 скважин, каждая. Скважины к установке сбора подключаются по лучевой схеме шлейфами Ду150. С целью предотвращения гидратообразования впрыскивается метанол в скважины и перед комплектным распредустройством в здании ГСП.
Установка отключающих устройств
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
17
Газ от устьев обустраиваемых скважин по шлейфам поступает на три установки отключающих устройств в укрытии (на 28 скважин и две на 41 скважину). Диаметры шлейфов определялись гидравлическими расчетами таким образом, чтобы потери давления в шлейфах были примерно равными и не превышали 0,3...0,4 МПа для всех режимов работы хранилища, а скорость потока газа не превышала норматив в течении всего периода эксплуатации скважин. Определено, что этим условиям удовлетворяют шлейфы Ду150.
Все три установки отключающих устройств аналогичны и отличаются только количеством подключаемых скважин.
Газ поступает на установку отключающих устройств в рабочую нитку, индивидуальную для каждой скважины. По условиям прочности все нитки запроектированы на давление 16 Мпа.
Установки отключающих устройств предназначены для замера и распределения газа по скважинам в режиме закачки и замера, регулирования дебита, контроля и сбора в общий коллектор в режиме отбора газа.
В режиме отбора газ проходит через установленный на каждой нитке дистанционно управляемый кран, позволяющий оперативно включать в работу скважины, участвующие в отборе и закачке, а также автоматически перекрываться в случае аварии или разрыва шлейфа.
Далее газ проходит замерное устройство - УСБ, датчик контроля за выносом песка со скважин - «Спектр-М», а также регулирующее устройство с электроприводом для регулирования дебита скважин.
Установленные на каждой нитке манометры, термометры позволяют следить за изменением давления и температуры, как по месту, так и дистанционно. С помощью дистанционно управляемых пневмоприводных кранов происходит переключение каждой скважины для работы на замерный сепаратор или в общий коллектор. На все установки отключающих устройств предусмотрен ввод ингибитора гидратообразования (метанола).
На трубопроводе впрыска ингибитора в каждую нитку отключающих устройств устанавливается отключающая арматура и обратный клапан. Расход метанола регулируется в зависимости от расхода газа. Обратный клапан препятствует прорыву газа высокого давления в помещение насосной метанола. При отключении отдельных ниток для ведения ремонтных работ предусматривается стравливание газа со шлейфа на свечу. На каждой нитке также предусмотрен сброс газа с участка между кранами, сброс газа со
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
18
шлейфа, а также продувочные вентили для периодической продувки камер замерного устройства от скапливающейся жидкости. Все сбросы объединены в коллектор Ду50, выведенный за пределы укрытия. Для управления пневмоприводных кранов подводится импульсный газ с установки подготовки топливного пускового и импульсного газа. В режиме отбора - газ после отключающих устройств по трем коллекторам Ду500, семи коллекторам Ду400 и трем коллекторам Ду 100 поступает на установку подготовки газа. В режиме закачки газ по трем коллекторам Ду500 из компрессорного цеха поступает на установку отключающих устройств, распределяется по технологическим ниткам и затем по 110 шлейфам направляется к скважинам.
Рис. 6: Установка отключающих устройств на 41 скважину
2.5.2 Установка подготовки газа
Целью строительства установки подготовки газа на ПХГ является обеспечение подготовки, поставляемого в газопровод природного газа в соответствии с требованиями, соответствующими качеству газа, транспортируемого по магистральным газопроводам (в период отбора). Строительство такой установки позволит значительно уменьшить количество влаги и конденсата углеводородов в газе, присутствие которых вызывает осложнения при транспортировке по газопроводу.
Включает в себя:
-Десять технологических модулей сепарации и осушки. В модуль включены блок первичного сепаратора, блок теплообменника газ-газ, дросселирующее устройство;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
19
-Десять блоков сепараторов второй ступени;
-Блок газосепаратора продувочного;
-Три блока газосепаратора замерного;
-Установку подготовки конденсата;
-Установку регенерации метанола (с двумя блоками регенерации с огневым подогревом);
-Две печи для подогрева технологического газа в начальный период отбора (работающими на топливном газе).
Конденсат углеводородов, извлекаемый на установке подготовки в период отбора, направляется в автоцистерны (на вывоз).
Установка подготовки газа работает только в период отбора газа. Она предназначена для очистки газа от влаги и углеводородного конденсата, выносимого из пласта и механических примесей, а также метанола, впрыскиваемого для предупреждения гидратов, и осушки газа методом низкотемпературной сепарации.
Установка включает в себя десять технологических модулей. Количество модулей выбиралось по максимальной производительности отбора газа ( 70 млн.куб. м/сут ) при условии возможности работы без одного модуля ( в случае поломки оборудования в модуле).
Модуль состоит из блока газосепаратора общего потока БГО-1/1 ...10, блока теплообменника «газ-газ» БТ-1/1...10 и штуцера - проходного регулируемого для снижения давления. Производительность одного модуля до 7.8 млн.м3/сут по газу, исходя из режимов работы ПХГ. После первичной подготовки газ направляется на 10 блоков газосепаратора низкотемпературного БГН-1/1 ...10 с производительностью до 7.8 млн.м3/сут.
Сырой газ, содержащий пластовую воду, углеводородный конденсат, насыщенный метанол и мехпримеси, поступает в блоки газосепараторов общего потока БГО-1/1...10 разработки ДОАО ЦКБН. Газ через штуцер входа в БГО-1/1...10 поступает на узел предварительной очистки для частичного отделения жидкости и мехпримесей из газа, далее газ проходит через сепарационную тарелку с центробежными элементами ГПР 1021 (156 штук), где происходит окончательная очистка газа. Очищенный газ выходит через штуцер выхода газа. Жидкость и мехпримеси из нижней части узла поступают в щель между защитным листом и корпусом в сборник примесей. Вывод из бункера осуществляется через трубу слива в сборник жидкости с обеспечением гидрозатвора.
Аппараты имеют штуцера для подключения соответствующих технологических трубопроводов, приборов КиА , наружные подогреватели.
Замерные сепараторы БГЗ-1 того же типа предназначены для периодического исследования режимов работы каждой отдельной скважины, для чего в обвязке сепараторов установлены устройства измерения расхода газа и жидкости.
Жидкость, выносимая потоком газа из подземного пласта, скапливается в нижней части сепараторов БГО-1/1... 10 и БГЗ-1/1... 10. Клапан регулирующий на линии сброса жидкости настраивается на поддержание уровня жидкости в кубе аппарата. Затем жидкость дросселируется ручным вентилем, регулирующим до давления 0,8 Мпа, и направляется в дегазатор БЕ-8, расположенный на установке подготовки конденсата. В блоках сепараторов предусмотрена сигнализация верхнего и нижнего допустимого уровня пластовой воды, а также автоматическое отключение сброса жидкости при достижении недопустимого нижнего уровня в нижней части аппарата с помощью клап
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
20
ана - отсекателя. Вся арматура запорная и регулирующая входит в блоки газосепараторов.
Рис. 7: Десять технологических модулей сепарации и осушки
Газ после сепараторов первичной подготовки газа проходит расходомерные устройства, позволяющие измерить расход на каждом аппарате. Затем:
-в режиме отбора газа в газопровод с давлением 5.5 МПа при давлениях 12.78... 10.69 МПа газ направляется на дросселирующее устройство, с помощью которого понижается давление, а следовательно понижается температура газа до минус 20.2°С и происходит выпадение водяного и углеводородного конденсата;
-в остальных режимах газ поступает в трубное пространство блоков теплообменников «газ-газ» БТ-1/1...10 , в которых охлаждается до более низких температур обратным потоком газа из низкотемпературного сепаратора, а затем направляется на дросселирующее устройство, после которого температура снижается до минус 22.1 °С...минус 10°С и выделяется водяной и углеводородный конденсат.
В поток газа перед теплообменниками и дросселирующими устройствами впрыскивается 90% раствор метанола для предотвращения образования гидратов.
Рис.8: Три блока газосепаратора замерного
Газ после теплообменников БТ-1/1...10 и дросселирующих устройств объединяется в общий коллектор, на котором стоят защитные предохранительные устройства.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
21
Из общего коллектора газ направляется в низкотемпературные сепараторы БГН-1/1...10 , в которых поток разделяется на осушенный газ, а так же водяной и углеводородный конденсат со следами метанола. Охлажденный газ направляется в межтрубное пространство
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
22
теплообменников «газ-газ» ,в которых нагревается прямым потоком газа до температуры минус 9.4°С...6.8°С.
Жидкость скапливается в нижней части сепараторов БГН-1/1..10. Клапан, регулирующий на линии сброса жидкости, настраивается на поддержание уровня жидкости в кубе аппарата. Затем жидкость дросселируется ручным вентилем, регулирующим до давления 0,9 Мпа, и направляется в дегазатор БЕ-9, расположенный на установке подготовки конденсата. На БГН также предусмотрена сигнализация верхнего и нижнего допустимого уровня жидкости, а также автоматическое отключение сброса жидкости при достижении недопустимого нижнего уровня в нижней части аппарата с помощью клапана-отсекателя.
На всех сепараторах предусмотрена защита от превышения расчетного давления с установкой сблокированных предохранительных клапанов, сброс из которых осуществляется на факел.
Освобождение аппаратов от газа при остановке и ремонтных работах осуществляется сначала на факел, а после достижения давления до 0.2 МПа - на свечу.
Обогрев сепараторов при длительной остановке в зимнее время осуществляется горячей водой из системы отопления.
Подвод осушенного воздуха из компрессорной сжатого воздуха предусмотрен для управления регулирующими клапанами на жидкостных линиях в блоках БГП-1,БГЗ-1/1 ...3,БГО-1/1 ...10,БГН-1/1 ...10.
Рис.9: Десять блоков сепараторов второй ступени
Подогреватели газа
Осушенный и очищенный от углеводородного конденсата газ из установки сепарации и осушки газа с давлением 2.4-7.3 МПа и температурой минус 20.2°С - плюс 6.8°С по двум газопроводам Ду 1000 направляется на площадку подогревателей газа.
Так как в газопровод по нормам нельзя подавать газ с отрицательными температурами, то в случаях когда температура газа равна или ниже 0°С часть газа (0.958-3.54 млн.куб.м/сутки) направляется на блоки печей газа БАП-2/1,2; БПГ-1/1,2; БАТ-1/1,2 разработки ДАО ЦКБН.
После блоков печей нагретый до 300°С газ смешивается с основным потоком газа и с температурой 0.4-6.8°С по двум газопроводам Ду 1000 подается на установку очистки, на замер, и далее в газопровод в начале периода отбора или в компрессорный цех в конце отбора с отбором долгосрочного резерва.
Регулирование количества газа, подаваемого в блоки печей, осуществляется клапанами регулирующими Ду 1000, установленными на байпасах двух газопроводов Ду 1000 в зависимости от температуры газа на выходе из установки после смешения.
Топливный газ подается на подогреватели с установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа.
Для управления приборами КиА подается осушенный воздух из компрессорной сжатого воздуха. Для пожаротушения используется азот с установки хранения азота. Подогреватели газа используются только в начальный период отбора газа.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
23
Рис.10: подогреватели газа
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
24
Установка подготовки конденсата со складом конденсата и насосной.
Конденсат углеводородов с водой пластовой и метанолом (в дальнейшем нестабильный конденсат) из первичных сепа
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
25
раторов БГО-1/1... 10 , БГЗ-1 /1...3, БГП-1 и низкотемпературных БГН-1/1...10 подается в блоки емкостей выветривания БЕ-8 и БЕ-7 соответственно. Жидкость после блоков сепараторов дросселируется до давления 0.8 МПа после первичных сепараторов и 0.9 МПа после низкотемпературных. В дегазаторах происходит разгазирование нестабильного конденсата. Выделившийся газ, растворенный в конденсате, подается с давлением 0.2 МПа на факел посредством автоматического регулирования давления газа регулирующим клапаном. Уровень в блоках выветривания поддерживается клапаном регулирующим. Нестабильный конденсат направляется на блоки разделителей жидкости БР-3 и БР-2 , предварительно сдросселированный до давления 0.3 МПа.
В разделителях происходит разделение конденсата и воды пластовой с метанолом. Выделившийся газ подается с давлением 0.2 МПа на факел посредством автоматического регулирования давления газа регулирующим клапаном.
После блоков разделителя БР-2 и БР-3 нестабильный конденсат объединяется и с температурой минус 30...минус 6,7°С подается в блок теплообменника БТ-4, в котором подогревается до температуры 40°С горячим потоком регенерированного метанола, идущим из установки регенерации метанола.
После блока теплообменника БТ-4 конденсат направляется в блок емкости стабильного конденсата БЕ-9 , где окончательно выветривается при 0,1 МПа и 40 °С. Из БЕ-9 насосами Н-7/1 ...2 стабильный конденсат подается в емкость хранения.
Из емкости хранения конденсат периодически (по мере накопления) отгружается в автоцистерну на вывоз. Подача конденсата в автоцистерну производится методом переда вливания газом из топливной системы. Вода пластовая и метанол после БР-2 и БР-3 объединяются и с температурой минус8,4...0,6°С направляются в блок теплообменника БТ-3, в котором подогреваются горячим регенерированным метанолом до температуры 8...24°С и подаются на установку регенерации метанола для регенерации. Горячий регенерированный метанол поступает в БТ-4 с температурой 40...50°С. После охлаждения до температуры 38...45°С регенерированный метанол направляется в БТ-3 ,а затем с температурой меньше 40°С поступает на установку регенерации метанола.
Уровень жидкости нестабильного конденсата и насыщенного метанола в блоках разделителя поддерживается с помощью регулирующего клапана. На установке стабилизации конденсата имеется блок подземной дренажной емкости БЕ-6, в которую направляются все дренажи продукта, утечки установки подготовки конденсата. В эту же емкость направляются все дренажи с установки подготовки газа.
С помощью газа передавливания нестабильный конденсат возвращается в блоки выветривания БЕ-7 или БЕ-8, а при необходимости, в случае его непригодности - в автоцистерну, на вывоз.
Для управления приборами КиА подается осушенный воздух из компрессорной сжатого воздуха.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
26
Установка регенерации метанола
Установка регенерации метанола предназначена для разделения смеси метанола и воды пластовой, которая поступает с установки подготовки конденсата. Метанол возвращается на склад метанола и в дальнейшем используется по назначению.
Насыщенный водой метанол из установки подготовки конденсата после подогрева в БТ-3 до температуры 8...24°С поступает в блок емкости выветривания БЕ-1 разработки ДАО ЦКБН, где происходит разгазирование смеси под давлением 0.38 МПа. Выделившийся газ, растворенный в метанольной смеси, подается с давлением 0.2 МПа на факел посредством автоматического регулирования давления газа регулирующим клапаном, а насыщенный метанол направляется в блоки регенерации метанола БР-1/1,2 также разработки ДАО ЦКБН. В блоке происходит выделение метанола из водного раствора за счет подвода тепла в результате процесса ректификации в колонне. Тепло образуется в результате сгорания топливного газа в огневом испарителе.
В блоке регенерации:
Пары регенерированного метанола с температурой 71 °С из верха колонны направляются в воздушный конденсатор ВК-1/1,2 , в котором охлаждаются , затем конденсируются и с температурой 40°С стекают в емкость регенерированного метанола Е-4 .
Из емкости Е-4 регенерированный метанол насосами Н-2/1...3 с давлением 0,3 МПа подается на установку подготовки конденсата ( в блок теплообменника БТ-4, затем в блок теплообменников БТ-3) ,а затем возвращается на установку регенерации метанола , где частично направляется в ректификационную колону блоков регенерации на орошение, а частично - на склад метанола в расходную емкость Е-12.
В качестве топливного газа используется газ давлением 0,3 МПа, который, поступая в блоки регенерации замеряется и направляется на горелки и запально-защитные устройства через регулирующий клапан, предназначенный для регулирования подачи газа в горелки и отсечные клапаны, которые отсекают поступление газа в аварийных ситуациях.
В блоках регенерации метанола предусмотрена подпитка свежим метанолом в емкость Е-4 со склада.
На насосах установлены депульсаторы Д-2/1...3, обеспечивающие равномерную подачу метанола в систему.
На установке регенерации метанола предусмотрена подземная дренажная емкость Е-2, V=25 куб.м для сбора утечек и дренажей, а так же для опорожнения блоков регенерации в случае аварии или ремонта. В эту же емкость предусмотрен сброс с предохранительных клапанов, установленных в блоках регенерации. Возврат метанола из дренажной емкости осуществляется с помощью погружного насоса.
2.5.3 Дожимная компрессорная станция
Предназначена для дожатия газа в периоды закачки и в конце отбора (для режима с отбором долгосрочного резерва - в газопроводы Ру7,5МПа и Ру5,5 МПа, а для режима без отбора долгосрочного резерва - в газопровод Ру7,5МПа).
В состав ДКС входят следующие объекты:
-установка очистки газа,
-компрессорный цех (КЦ) с десятью ГПА-10 ПХГ-01 «Урал»
- установка охлаждения газа,
-установка подготовки топливного, пускового, импульсного газа, газа собственных нужд и газа для местных потребителей.
-установка замера газа.
Установки очистки газа
Установка очистки газа предназначена для очистки газа от механических примесей и жидкости в целях предотвращения загрязнения оборудования и трубопроводов, причем количество твердых и жидких примесей в газе после установки очистки должно соответствовать требованиям ТУ на ГПА.
Газ из газопроводов Ру 7,5 МПа и Ру 5,5 МПа по трубопроводу Ду 1000 (в режиме закачки), а также по двум трубопроводам Ду 1000 из установки подогревателей газа (режим отбора) поступает в установку очистки газа.
Очистка газа производится в две ступени:
Первая ступень очистки - в пылеуловителях (БП-1/1 ...4), вторая - в фильтрах-сепараторах (БФС-1/1...4).
В качестве пылеуловителей приняты ч
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
27
етыре блока пылеуловителя ГП 628.00.000-13 (ДАО "ЦКБН") максимальной производительностью 25 млн.м3/сут. каждый, Рраб.=7,5 МПа.
Поток газа после очистки в пылеуловителях поступает в фильтры-сепараторы, последовательно подключенные к каждому блоку пылеуловителей. К установке принято четыре блока фильтр-сепаратора типа ГП 835.00.00.000-09 (ДАО "ЦКБН") на давление Рраб.=7,5 МПа.
Максимальная производительность каждого фильтр-сепаратора 25 млн.м3/сут.
Газ, очищенный от жидкости и мехпримесей, с давлением от 2,4 до 7,3 МПа и температурой 0,4 * 21 °С (параметры газа зависят от режима работы хранилища) поступает на пункт измерения расхода газа.
Отделившаяся в пылеуловителях жидкость самотеком поступает в подземную емкость БЕ-5 объемом 4 м3 на Рраб.=7,5 МПа. Для возможности стекания жидкости самотеком предусмотрена уравнительная газовая линия, которая соединяет емкость БЕ-5 с пылеуловителями БП-1/1…4.
Сброс жидкости из емкости БЕ-5 производится автоматически по уровню через узел дросселирования в надземную емкость хранения конденсата БЕ-2.
Сброс жидкости из конденсатосборников каждой секции фильтр-сепараторов осуществляется в отдельные подземные емкости БЕ-3, БЕ-4 (V=4 м3, Рраб.=7,5 МПа) самотеком. По достижению среднего уровня жидкости в емкостях БЕ-3, БЕ-4 (по аналогии с емкостью БЕ-5) автоматически открывается пневмоприводной кран на узле дросселирования (дросселирование до давления 0,3 + 0,6 МПа) и жидкость под давлением газа выдавливается в наземную емкость хранения конденсата БЕ-2. Для каждой емкости БЕ-3, БЕ-4 предусмотрен отдельный узел дросселирования.
В емкость БЕ-2 предусмотрен также сброс жидкости из факельного сепаратора и из блока подготовки топливного, пускового и импульсного газа.
Жидкость из емкости хранения конденсата БЕ-2 вывозится автотранспортом. Для этой цели предусмотрен шестеренный насос Н-5 типа Ш40-4-19,5/4-1, производительностью 19,5 м3/час, Ру=0,4 МПа (ОАО "Ливгдромаш").
К установке приняты:
-блок емкости для сбора конденсата ГП 2019.17, V=4 м3, Рраб.=7,5 МПа (ДАО "ЦКБН") - 3 аппарата;
-блок емкости для хранения конденсата ГП 2019.18, V=25 м3, Рраб.=1,75 МПа (ДАО "ЦКБН") - 1 аппарат.
После промывки и пропарки аппаратов стоки направляются в промканализацию.
Для предотвращения замерзания жидкости в трубопроводах наземной прокладки предусмотрен электрообогрев. Поверх нагревательного кабеля наносится изоляция. К дроссельным узлам емкостей БЕ-3,4,5 и к емкости БЕ-2 подведен теплоспутник.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
28
Рис.11: установки очистки газа
Пункт измерения расхода газа
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
29
Замерный пункт обеспечивает измерение и учет количества газа, поступающего в хранилище или отбираемого из него, с точностью, необходимой для осуществления расчета.
Очищенный от мехпримесей и жидкости газ после установки очистки газа по пяти газопроводам Ду 500 поступает на пункт замера, состоящий из пяти замерных ниток Ду 500, одна из которых резервная.
Каждая замерная нитка оборудована запорной арматурой, позволяющей производить замену расходомерного устройства при работающем пункте замера. Для этого предусмотрены краны на входе и выходе. Сброс газа из остановленных замерных ниток осуществляется через свечу Ду 50. Слив жидкости из замерных устройств при остановке замерной нитки производится в дренажную емкость ЕД-1.Опорожнение дренажной емкости производится методом переда вливания в емкость БЕ-2 установки очистки газа.
Газ после пункта замера по пяти газопроводам Ду 500 поступает во всасывающий коллектор компрессорного цеха или по газопроводу Ду 1000 в магистральный газопровод.
Рис.12: пункт измерения расхода газа
Компрессорный цех с АВО газа
Компрессорный цех предназначен для дожатия газа в период закачки (май-сентябрь) и в период отбора долгосрочного резерва в газопровод Ру 7,5 МПа и Ру 5,5 МПа (январь-апрель), а также для режима отбора без учета долгосрочного резерва в газопровод Ру 7,5 МПа (февраль, март).
Компримирование газа производится до давления 7,7-14,7 МПа в период закачки и до давления 5,2-7,2 МПа в период о
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
30
тбора.
В качестве газоперекачивающих агрегатов в проекте принято 10 газоперекачивающих агрегатов типа ГПА-10ПХГ-01 "Урал" разработки ОАО НПО "Искра" г.Пермь.
Агрегат ГПА-10ПХГ-01 "Урал" - автоматизированный блочно-комплектный с газотурбинной установкой на базе двигателя ПС-90ГП-3 и центробежным нагнетателем полного заводского исполнения.
Блоки крановых узлов №1 и №2, а также узел противопомпажного регулирования ЦБН с регулирующим и антипомпажным клапанами входит в поставку ГПА.
Газ на компримирование поступает после пункта замера газа в количестве 16,27- 69,7 млн. м3/сут. с давлением 2,4 + 6,37 МПа (параметры газа зависят от режима работы ПХГ).
После компримирования поток газа поступает на охлаждение в аппаратах воздушного охлаждения ВХ-1/1 ...16.
К установке приняты аппараты воздушного охлаждения газа типа 1АВГ-160-Б1 с поверхностью теплообмена 9940 м2, Ррасч.=17,0 МПа.
Проектом предусмотрено 16 аппаратов.
Для запуска ГПА запроектирован пусковой контур с выделением 2-х отдельных А
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
31
ВО газа - ВХ-2/1,2.
После охлаждения в воздушных холодильниках ВХ-1/1 ...16 поток газа по трем коллекторам Ду 500 направляется на закачку (к отключающим устройствам) или при отборе - в магистральный газопровод Ру 7,5 МПа и Ру 5,5 МПа.
В проекте предусмотрены системы питания ГПА топливным, пусковым и импульсным газом, маслоснабжение.
Топливный, пусковой газ на агрегаты и импульсный на управление пневмоприводами кранов подаются из установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа и газа собственных нужд ПХГ. Газ с установки поступает на ГПА, подготовленный в соответствии с требованиями на его качество по ТУ на ГПА-10ПХГ-01 "Урал":
В компрессорном цехе, кроме индивидуальной системы смазки, комплектно поставляемой с агрегатом, предусмотрена централизованная система подвода, слива и очистки масла.
В ГПА используются два типа масел: для нагнетателя и турбины. Маслосистемы ГТД и ЦБН разделены.
Первоначальное заполнение масляных баков двигателя и нагнетателя, а также подпитка масла осуществляется из складских емкостей насосами, расположенными на складе.
Слив отработанного масла из баков двигателя и нагнетателя ГПА осуществляется в емкости Е-16 и Е-15 соответственно, самотеком, а далее погружными насосами емкостей направляется в складские емкости.
Сбор перелива масла (в аварийных ситуациях) с маслобаков двигателя и нагнетателя осуществляется также в емкости Е-16 и Е-15 подземной установки с погружным насосом, с помощью которого чистое масло (перелив масла) откачивается на склад масел.
Дренажи с поддонов собираются в емкость Е-17 с погружным насосом для дальнейшего вывоза автотранспортом. К установке приняты три емкости типа ЕПП 8-2000-1300-2 с электронасосом НВ-Е-50/50-2,5-В-55, объемом 8 м3 каждая.
Воздух для ремонтных работ к цеху подводится от общестанционной компрессорной сжатого воздуха. В комплект поставки ГПА входит установка по подготовке и подаче моющего раствора и пара для промывки газовоздушного тракта двигателя ГВТ.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
32
Рис13: компрессорный цех ГПА Урал-01
Рис.14: компрессорный цех с АВО газа
Компрессорная сжатого воздуха
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
33
Компрессорная сжатого воздуха предназначена для компримирования и осушки воздуха.
Осушенный сжатый воздух при Р=0,75 МПа используется в контрольно-измерительных приборах исполнительных механизмов системы контроля и автоматики, а также подается к факельному хозяйству для получения газовоздушной смеси.
Сжатый воздух для ремонтных работ сразу после компрессора поступает в воздухосборник В-1/2, а затем - в цех (~ 10 м3/час).
Сжатый воздух от работающего компрессора ВКУ подается в блок осушки воздуха, который входит в комплект ВКУ, а затем - в воздухосборник осушенного воздуха В-1/1 с последующей раздачей потребителю.
Проектом предусмотрена установка следующего оборудования:
- модульная винтовая компрессорная станция ВКУ КС-4П.
В том числе:
-компрессор винтовой воздушный производительностью 4,7 м3/мин., Рнаг.=0,75 МПа, количество компрессоров - два (1 резервный, 1 рабочий);
-адсобционный
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
34
влагоотделитель производительностью 4,7 м3/мин., Рраб.=0,75 МПа;
- воздухосборник типа В-1,0 объемом 1,0 м3, Ру=1,0 МПа. К установке принято два воздухосборника: один - для осушенного сжатого газа, другой - неосушенного сжатого газа
Кроме основного технологического оборудования на площадке предусмотрены:
Факельное хозяйство
Факельная система предназначена для сброса и последующего сжигания природного газа в случаях:
Сброс газа осуществляется по двум трубопроводам-коллекторам Ду 150 и одному Ду 50 в факельный сепаратор БСФ. К установке принят блок газосепаратора факельного типа ГП 2019.07 ВО (ДАО "ЦКБН") производительностью по газу 35 ч- 25000 м3/час, по жидкости - 0-331 кг/час.
Рабочее давление Рраб.=1,54 МПа.
Газ из сепаратора подается на сжигание в факельной свече с расчетным диаметром 300 мм, высотой 25 м. Отделившая в сепараторе жидкость постоянно отводится с помощью насосов в емкость БЕ-2, установленную на площадке ДКС (установка очистки газа).
К установке принято два вихревых насоса типа С6/150 производительностью 6 м3/час, напор насоса 150 м (НПО "Волгограднефтемаш").
Работа насосов (включение и выключение) зависит от уровня отделившейся жидкости в факельном сепараторе. При уровне жидкости в сепараторе (уровень откачки), равном примерно диаметра сепаратора, автоматически включается рабочий насос.
При уменьшении уровня жидкости до минимального насос (или оба насоса) автоматически отключаются.
Все трубопроводы и арматура обвязки насосов во избежание замерзания в холодное время года обогреваются и теплоизолируются.
При работе факельной установки необходимо обеспечить стабильное горение в широком интервале расходов газа, бездымное сжигание сбросов, а также предотвращение попадания воздуха через верхний срез факельного ствола.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
35
Факельная установка предусматривает наличие факельной свечи, оснащенной оголовком и лабиринтным уплотнением, системы дистанционного зажигания факела с двумя дежурными горелками, а также контрольной горелки.
Подвод топливного газа к дежурным горелкам (16 м3/час при давлении 0,07-^0,12 МПа), к устройству зажигания пламени (топливный газ 4-27 м3/час, Р=0,6 МПа; осушенный воздух для приготовления запальной смеси - 40 м3/час) осуществляется из топливной системы ДКС, а воздух - от компрессорной сжатого воздуха.
Склад ГСМ
Склад ГСМ предназначен для:
Для перекачки масел нагнетателя и турбины предусмотрена насосная масел с шестеренными насосами типа НМШФ 8-25-6,3/4Б-13 ( шесть насосов ).
Перекачку дизтоплива предполагается производить двумя вихревыми насосами типа ВК-2/26А.
Отработанное масло подвергается механической очистке в маслоочистительной установке ПСМ2-4, а также возможна очистка масла двигателя и нагнетателя подключением передвижной установки (стенда) очистки СОГ-932КТ.
Для нужд ПХГ проектом предусмотрен резервуарный парк для масел (чистого, отработанного и регенерированного) нагнетателя и двигателя, а также резервуар для дизтоплива.
Объем резервуарного парка:
Для дренажа остатков масла из фильтров, насосов, резервуаров предусмотрена дренажная емкость объемом 8мЗ. Откачка масла из дренажной емкости производиться в автоцистерну погружным насосом емкости.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
36
Склад метанола с насосной.
Склад метанола состоит из двух емкостей Е-11/1,2 объемом 50 м3 каждая для хранения метанола, расходной емкости Е-12 объемом 25 м3, емкости Е-14 объемом 5 м3 для хранения керосина и емкости дренажной Е-13 объемом 0.3 м3. Впрыск метанола в скважины (110 скважин), теплообменники БТ-1/1...10 и дросселирующие устройства осуществляется дозировочными плунжерными насосами фирмы «Вгаnluebbe» Н-1/1 ...12 . На складе имеется один резервный насос.
Первоначальное заполнение и подпитка емкостей метанолом и керосином производится из автоцистерн насосами Н-3, Н-4 соответственно.
Метанол из автоцистерны проходит фильтр Ф-2, засасывается вихревым насосом, замеряется и подается в емкости метанола Е-11/1 ,Е-11/2. Насос Н-3 также служит для внутрискладских перекачек из емкости в емкость и перемешивания метанола с керасином.
Насос Н-15/1,2 (один рабочий, один резервный) предназначен для постоянной подпитки системы регенерации метанола чистым метанолом в связи с уносом метанола с газом на установке подготовки газа.
Чистый метанол из Е-11/1,2 насосом Н-15/1,2 подается в расходную емкость Е-12 в зависимости от уровня в Е-12 (при достижении максимального уровня он отключается и включается при достижении требуемого минимального уровня). Керосин из автоцистерны через входной сетчатый фильтр Ф-3 насосом Н-4 подается в емкость Е-14, предварительно пройдя замерное устройство.Из емкости Е-14 керосин подается в качестве добавки в емкости метанола.Из расходной емкости Е-12 метанол насосом Н-1/1...12 подается по индивидуальным трубам на впрыск в каждую скважину и в технологические нитки на установке подготовки газа. Величина давления поддерживается на 0,2 МПа выше давления в шлейфах в точке впрыска.
При постоянной работе в период отбора газа регенерированный метанол с установки регенерации подается в расходную емкость Е-12 насосами Н-2/1 ...3. Дренажи метанола и керосина собираются в емкости Е-13 и с помощью насоса Н-4 возвращаются в емкости.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
37
2.6. Новые технические решения на ПХГ
В настоящем проекте, по сравнению с существующими ПХГ России, применен ряд новых технических решений:
1.Установка подготовки газа с целью осушки и очистки от углеводородов по схеме низкотемпературной сепарации с использованием дроссельэффекта (в качестве ингибитора гидратообразования используется метанол) впервые на ПХГ.
Возможными вариантами технологических схем с этой целью могли бы быть:
-осушка абсорбционная (применение жидких осушителей - ДЕГ.ТЭГ.ЭГ);
-осушка адсорбционная (применение твердых осушителей - молекулярные сита, силикагель, глинозем, хлористый кальций).
В данном случае, в связи с тем, что:
-не требуется низкая точка росы (порядка минус 8°С); -имеется перепад давления в период отбора;
-газ содержит конденсат (потенциальное содержание С5+ в газе на входе в УКПГ-0,117г/стм3),
Для данных конкретных условий более целесообразна, дешевле и удобнее в эксплуатации установка подготовки газа по схеме НТС. Кроме того, при наличии конденсата в газе целесообразнее схема НТС по сравнению с абсорбцией и адсорбцией, так как извлечение конденсата в схемах абсорбции и адсорбции практически отсутствует и, таким образом, теряется ценное сырье для получения бензина и дизтоплива.
2.Разработана совместно с ЦКБН и применена в проекте установка регенерации метанола (2 блока по 5 мЗ/час) с доведением концентрации метанола от 10-20% до 90-80 %. В связи с большими (2,4-9,2 т,час) количествами метанола, который используется в качестве ингибитора гидратообразования в схеме НТС, а также для впрыска в шлейфы и в скважины, в проекте предусмотрена установка регенерации метанола. Это значительно сокращает безвозвратные потери метанола.
3.Впервые применены на ДКС агрегаты мощностью 10 тыс.квт ГПА ПХГ-01 «Урал» производства НПО «Искра» с нагнетателями фирмы «ТЕРМОДИН» с параллельно - последовательным сжатием и с сухими уплотнениями.
4.Совместно с НПО «Искра», ДОАО «ЦКБН», ОАО «ИПП «ВНИПИТРАНСГАЗ» разработана обвязка ГПА с арматурными блоками полной заводской готовности, унифицированных для применения на КС ПХГ Канчуринская и Совхозная (модульная и коллекторная схемы обвязки ГПА).
5.Предусмотрена утилизация газа из систем трубопроводов и аппаратов при остановках ПХГ - в межсезонье, что значительно улучшит экологическую ситуацию в районе ПХГ и его окрестностей.
6.В проекте предусмотрено факельное хозяйство с одним вертикальным факелом, рассчитанным на температуру минус 60°С.
Низкотемпературный - «холодный» факел необходим для газа продувки шлейфов, так как в процессе дросселирования газа от давления 12,7 МПа до 0,15 МПа перед факельным сепаратором температура снижается до минус 60°С. Кроме того, факел используется для следующих целей:
-для отвода газа на факел при продувке скважин;
-для сброса при срабатывании
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
38
предохранительных клапанов;
-для сброса при освобождении аппаратов.
Рис.15: агрегат газоперекачивающий ГПА-10ПХГ-01 «Урал»
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Известно, что в современной системе топливно-энергетического комплекса России особое место занимают подземные хранилища газа. Они сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Используются с целью компенсации неравномерности (сезонной, недельной, суточной) газопотребления, а также для резервирования газа на случай аварий на газопроводах и для создания стратегических запасов газа. Как было сказано, наиболее приоритетным на данный момент является объект Реконструкция ПХГ «Совхозное».
В ходе прошедшей практики мною подробно изучен процесс подземного хранения газа. В отчёте подробно рассмотрен план объекта «Совхозное ПХГ», приведено описание основных устройств и сооружений, а также изучен принцип работы технологического оборудования.
На производстве выполнял функции стропальщика в бригаде погрузочно-разгрузочных работ на складе открытого хранения. Мною были изучены методы и способы погрузки, выгрузки и складирования различных крупно - и мелкогабаритных материалов, таких как трубы, резервуарные конструкции, строительные изделия. Также ознакомился с основными захватными приспособлениями, такими как траверсы, полотенца, стальные и мягкие стропы и др.
Основной целью первой производственной практики стали сбор и всесторонний анализ информации с целью дальнейшего выбора оптимальных и обоснованных решений, систематизация и закрепление теоретических знаний по блоку профессиональных дисциплин, полученных в период обучения. Также освоение навыков работы, формирование устойчивого интереса, чувства ответственности и уважения к избранной профессии.
Полученную информацию и приобретённые навыки есть возможность использовать в ходе дипломного проектирования и в дальнейшей трудовой деятельности на любом нефтегазовом предприятии.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
39
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
40
4. Список использованной литературы
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
41
Приложение
Основные технико-экономические показатели