3. Технико-технологические требования и контроль при реализации процесса

На площадку ДКС с УПГ попутный нефтяной газ поступает с площадок ДНС-15 «Фестивального» месторождения, ДНС-19 «Южно-Харампурского» месторождения, ДНС-18 «Южно-Харампурскго» месторождения, ДНС-17 «Северо-Харампурского» месторождения и УПН «Северо-Харампурского» месторождения с расчетным давлением 0,09 - 0,44 МПа и температурой от -3 до +14 °С. Компонентный состав сырьевого газа по ГОСТ 31371 представлен в таблице 4.

Таблица 4 - Компонентный состав сырьевого газа ДКС с УПГ

Компоненты	Состав газа
	Мольная доля, %	Объемная доля, %	Массовая доля, %
Гелий	0,011	0,011	0,002
Кислород	0,042	0,042	0,058
Водород	0,002	0,003	0,000
Диоксид углерода	0,598	0,599	1,140
Азот	1,157	1,164	1,405
Этан	9,418	9,402	12,270
Пропан	7,991	7,908	15,270
изо-Бутан	1,625	1,587	4,091
н-Бутан	2,560	2,494	6,448
нео-Пентан	0,011	0,010	0,033
изо-Пентан	0,689	0,661	2,155
н-Пентан	0,635	0,604	1,958
н-Гептан	0,000	0,000	0,000
Метан	74,331	74,655	51,698
н-Гексан	0,930	0,860	3,472

Требования к физико - химическим показателям по ГОСТ 31369 представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Физико-химические показатели сырьевого газа ДКС с УПГ

Параметры	Единица измерения	Значение
1	2	3
Молекулярная масса	г/моль	21,19
Объёмная теплота сгорания низшая	МДж/м3	45,30
Число Воббе	МДж/м3	55,67
Плотность относительная		0,780
Плотность при ст усл.	кг/ м3	0,963

На площадку ДКС с УПГ поступает природный газ Туронской залежи от опытного участка «Хараммпурского» месторождения - с кустовой площадки №8 с расчетными давлением 10,0 МПа и температурой от -10 до 0 °С.

Природный газ Туронской залежи метановый, безконденсатный, в его составе из агрессивных примесей содержится в незначительных количествах СО2 (0,008-0,158 % мол.).

Данные по влагосодержанию, количеству и составу выносимой жидкости и механических примесей планируется уточнить в ходе эксплуатации.

На входе установки ДКС с УПГ после узла редуцирования и предварительной подготовки природный газ Туронской залежи имеет расчетное давление 3,1 МПа и температуру от -16,9 до -31,5 °С.

Требования к компонентному составу газа на входе площадки ДКС с УПГ представлены в таблице 6.

Таблица 6– Требования к компонентному составу газа на входе площадки ДКС с УПГ

Компонент	Состав газа, мольная доля, %
СН4	0,97801
С2Н6	0,00177
С3Н8	0,00055
С4Н10	0,00036
N2	0,01779
CO2	0,00106
H2	0,00003
He	0,00016
Ar	0,00020
Н2О	0,00001
СН3ОН	0,00006

Продукцией ДКС с УПГ являются осушенный газ, закачиваемый в пласт и газ транспортируемый на УСОК «Тарасовского» месторождения, а также ШФЛУ, периодически откачиваемый на УПН ЦППН-3 «Северо-Харампурского» месторождения.

Физико-химические показатели осушенного газа должны соответствовать требованиям и нормам СТО-089-2010:

• точка росы по воде - минус 20 °С зимой и минус 10 °С летом;

• точка росы по углеводородам - минус 10 °С зимой и минус 5 °С летом;

• теплота сгорания низшая - не менее 32,5 МДж/м³, при 20 °С и 101,325 кПа;

• объемная доля кислорода - не более 1,0 %.

Требования к качеству ШФЛУ не предъявляются.

На ДКС с УПГ используется масло четырех сортов со следующими свойствами:

• масло сорта Ml (газопоршневые двигатели «Caterpillar» G3616LEL БКУ-1,2): индекс вязкости по SАЕ 40, масло компрессорное «Cat NGEO 40»;

• масло сорта М2, м³ (поршневые компрессоры «Ariel» JGZ/6 БКУ-1, поршневые компрессоры «Ariel» JGZ/4 БКУ-2): индекс вязкости по ISO -VG 150, 220, 320, масло лубрикатоное «ТНК VDL220»;

• масло сорта М4 (турбодетандерная установка БКУ-2): индекс вязкости по ISO - VG 32, 46, 68, масло «Petro-Canada TURBOFLO 46»;

• масло «Cat HYDO Advanced 10 SAE 10W» для гидравлической системы газопоршневых двигателей «Caterpillar» G3616LEL БКУ-1,2;

• масло «Atlas Copco Roto-Inject Fluid» для винтовых компрессорных установок «GA 90+FF-14» мембранной азотной станции (МАС);

• масло «KILUBER Summit NGSH 150» для винтовых компрессорных установок «GA 90+FF-14» установки подготовки топливного газа (УПТГ);

• масло «Shell Corena S4 R46» для винтовых компрессорных установок ДЭН-55Ш, ДЭН-18Ш воздушной компрессорной станции (ВКС).

При выборе масла и интервалов его замены в процессе эксплуатации компрессорных установок необходимо учитывать рекомендации фирмы-изготовителя агрегата.

Необходимость и периодичность замены масла определяется руководством по эксплуатации и техническому обслуживанию компрессорных установок, после проведения анализа используемого масла, а так же после визуального осмотра ряда компонентов двигателя.