Neftegazovoe_stroitelstvo_2005

мя открыт во избежание подъема и замерзания жидкости в вертикальной выходной трубке. Во время продувки перепускной вентиль закрывают, а рабочий вентиль открывают. После продувки перепускной вентиль открывают и просушивают конец трубки газом из газопровода. Затем рабочий вентиль закрывают. Более подробно продувка конденсатосборников представлена далее.

выход

конденсата

Рис. 8.5.1. Схема обвязки конденсатосборника

Применяются и другие конструкции конденсатосборников: конденсатосборник типа «расширительная камера» (для газопроводов Dy 700 мм, конденсатосборник с патрубком-ловушкой для газопровода Dy 1000 мм). При небольших количествах выпадающей жидкости для ее удаления из газопровода применяют упрощенные дренажные устройства.

Жидкость, скапливающуюся в конденсатосборниках, установленных по трассе газопровода, удаляют по мере ее накопления путем продувки газом. Периодичность продувки устанавливается исходя из конкретных условий, и регламентируется утвержденным графиком. В необходимых случаях производят внеочередные продувки конденсатосборников. Продувку можно производить с одновременным сжиганием конденсата (если его сбор не организован или экономически

Глава 8. Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 305

нецелесообразен) или без сжигания конденсата (в конденсатопровод или нефтепровод, в земляной амбар с последующей откачкой из него конденсата, в специальные передвижные или стационарные емкости).

газ

Рис. 8.5.2. Конденсатосборник типа «расширительная камера»: 1— газопровод; 2~патрубок для выхода газа; 3 — патрубок для стока конденсата; 4 — емкость для сбора конденсата; 5 — патрубок для удаления конденсата из емкости

Наиболее ответственный процесс — продувка конденсатосборников с одновременным сжиганием конденсата. В этом случае осуществляют следующие операции. Вначале определяют направление ветра. Если арматура конденсатосборника с подветренной по отношению к амбару стороны, то продувку не проводят до изменения направления ветра. При благоприятном направлении ветра первоначально создают источник воспламенения конденсата. Обычно на расстоянии 30 м от амбара зажигают факел. Для быстрого зажигания факел смачивают дизельным топливом. Зажженный факел с расстояния 10—15 м с подветренной стороны бросают в амбар.

Иногда для подачи факела к месту сжигания конденсата применяют тросик, движущийся по системе блоков. В некоторых случаях предварительно зажигают сухой газ, подаваемый из газопровода в специальное запальное устройство, установленное в амбаре.

306 Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта

Если продувку конденсатосборников необходимо производить часто, то на запальном устройстве постоянно поддерживают пламя.

Выполнив операцию по подготовке к сжиганию конденсата, закрывают перепускной вентиль (задвижку) и на обвязке конденсатосборника постепенно открывают рабочий вентиль (задвижку). В случае, если конденсат в амбаре не загорается, то рабочий вентиль закрывают, устанавливают причину незагорания и повторяют розжиг факела. При нормальном горении конденсата продувку проводят до полного удаления жидкости из конденсатосборника. Об окончании продувки можно судить по характерному цвету пламени сухого газа. Затем рабочий вентиль закрывают, а перепускной открывают.

Работы по продувке конденсатосборников со сжиганием конденсата должны выполнять не менее 2 человек.

При транспортировке газа по газопроводу (особенно нефтяного) могут образовываться гидраты. Для исключения гидратообразования используют метанольницы.

Для целенаправленной и эффективной борьбы с гидратами необходимо знать участки газопровода, на которых они могут образовываться гидраты. Гидрат (газовый гидрат) — вещество с кристаллической решеткой типа льда, включающее молекулы газа и закупоривающее выкидные трубопроводы и транспортные газопроводы.

Для предупреждения образования гидратов проводят осушку газа и применяют ингибиторы, а для разрушения гидратов используют ингибиторы в сочетании со снижением давления и подогрева газа. Ингибитором гидратообразования обычно служит метанол (метанольный спирт СН2ОН), реже — диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, хлористый кальций.

Метанол подают с помощью метанольниц — сосудов высокого давления вместимостью 0,25—2 куб. м, которые могут быть стационарными или передвижными. Стационарные метанольницы применяют как для постоянной или периодической подачи небольших количеств метанола в газопровод с целью предупреждения гидратов, так и для аварийной заливки больших объемов метанола для разрушения гидратов.

Передвижные метанольницы используют для разрушения гидратов. Эти метанольницы можно подключать к газопроводу в любой точке. Обычно на газопроводах в зонах возможного образования гидратов монтируют специальные штуцера для быстрого подключения передвижных метанольниц. На рис. 8.5.3 показана схема заливки метанола в газопроводе помощью передвижной метанольницы.

Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (СОД). На магистральных нефтепроводах предусматривается устройство камер

Глава 8. Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 307

приема и пуска скребков для очистки нефтепроводов в период эксплуатации. Камеры могут также использоваться для пуска и приема разделителей при последовательной перекачке продуктов по трубопроводу и для пуска и приема средств диагностики.

Рис. 8.5.3. Схема заливки метанола в газопровод с помощью передвижной метанольницы: 1 — передвижная метанольница; 2 — газопровод; 3 — штуцеры для заливки метанола в газопровод; 4 — гибкие шлангивысокогодавления;5 —кран;6 — штуцерподманометр

Фасонныедеталиифланцевыесоединения. Натрубопроводахв качестве приварных соединительных частей применяют крутоизогнутые отводы, сварные тройники, штампованные тройники переходы иднища (полусферические заглушки). Для фланцевых соединений обычно используют приварные гладкие фланцы и приварные фланцы с выступом и впадиной.

Камеры для пуска-приема размещаются на нефтепроводе на расстоянии одна от другой до 30 км и, как правило, совмещаются с нефтеперекачивающими станциями. Эти устройства (камеры) предусматриваются налупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км,

атакже на отводах протяженностью более 5 км.

Взависимости от расположения на нефтепроводе схемы камер пус- ка-приема обеспечивают различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск, только прием. Схемы камер предусматривают возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС в процессе очистки нефтепровода.

Всостав устройства приема-пуска входит:

•камера приема и запуска очистных устройств;

308Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта

•трубопроводы, арматура и соединительные детали;

•емкости для дренажа из камер приема и пуска;

•механизмы для извлечения, перемещения и запассовки очистных устройств;

•сигнализаторы прохождения очистных устройств;

•приборы контроля за давлением.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка имеет постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

Припроектированииузлов равнопроходныхответвлений отосновного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, предусматриваются проектные решения, исключающие возможность попадания очищающего устройства в ответвление.

На участках переходов трубопровода через искусственные и естественные преграды, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается проектировать самостоятельныеузлы пуска и приема очистных и диагностических устройств.

Арматура. В состав любого трубопровода входит арматура, представляющая собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкости или газа, транспортируемых по трубопроводам. Запорная арматура линейной части трубопровода устанавливается на расстоянии 10—30 км. Кроме того, арматура устанавливается:

•на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводами в две нитки и более. При пересечении водных преград в одну нитку место установки арматуры принимается в зависимости от рельефа местности, примыкающей к переходу и необходимости исключения попадания транспортируемого продукта в водоем;

•на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м;

•в начале каждого ответвления от основного трубопровода на расстоянии не менее 15 м;

•на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий — на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности.

Основным назначением арматуры является перекрывание потока рабочей среды по трубопроводу и возобновление пуска потока в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют:

гава8.Линейныеобъектымагистральноготрубопроводноготранспорта 309

•для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую;

•для дросселирования потока среды, т. е. изменения его расхода, давления и скорости.

Основными требованиями, предъявляемыми к арматуре, являются: длительный срок службы; надежность и долговечность. По условиям работы к арматуре предъявляются следующие требования: прочность, герметичность и надежность работы, взрывобезопасность и коррозионная стойкость. Требуемая прочность арматуры диктуется рабочим давлением в трубопроводе. По значению условного давления арматура делится на три группы: низкого, когда условное давление менее 1 МПа; среднего, когда условное давление равно 1,6—6,4 МПа, и высокого, когда условное давление составляет 10—100 МПа.

Основой параметр арматуры — это диаметр условного прохода Dy (номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором установлена данная арматура). Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре. Диаметр проходного сечения в арматуре часто меньше Dy (арматура с сужением прохода) или больше Dy (арматура с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопровода.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили. На линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются задвижки. В состав задвижек входят запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном движению потока транспортируемой среды. К недостаткам задвижек относятся:

•невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями;

•небольшой допустимый перепад давления на затворе;

•невысокая скорость срабатывания затвора;

•возможность возникновения гидравлического удара в конце хода;

•большая высота;

•трудность ремонта изношенных уплотнительных поверхностей

затвора при эксплуатации.

Многочисленные конструкции задвижек можно классифицировать по конструкции затвора. По этому признаку различают клиновые и параллельные задвижки. Клиновые задвижки могут быть с цельным,

упругим или составным клином. Параллельные задвижки бывают одно- и двухдисковые. Все задвижки на магистральных нефтепроводах оборудуются электроприводами во взрывозащищенном исполнении.

Для предотвращения движения транспортируемой по трубопроводу среды в направлении, обратном заданному, применяются обратные клапаны. По конструкции обратные клапаны делятся на подъемные и поворотные. Обратные поворотные клапаны Dy 700—1000 мм снабжаются гидротормозами для исключения больших ударных нагрузок при быстром закрытии клапана.

8.6. СВЯЗЬ НА ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ И ЕЕ НАЗНАЧЕНИЕ

Для четкой, безаварийной работы трубопроводного транспорта необходимо иметь высококачественную, надежную технологическую связь, которая должна обеспечивать:

•нормальный ход технологического процесса транспортировки нефти и газа;

•применение на трубопроводах средств телемеханики, дающих возможность диспетчеру трубопровода управлять дистанционно линейными задвижками и кранами, агрегатами нефтеперекачивающих и компрессорных станций, а также получать телеметрическую информацию о давлении нефти или газа в трубопроводе, их температуре и о величинах других параметров;

•сокращение простоев магистральных трубопроводов и потерь нефти, нефтепродуктов и газа во время транспортировки в результате своевременной передачи диспетчеру необходимых сведений;

•возможность последовательной перекачки различных нефтепродуктов по одному трубопроводу, что повышает производительность трубопровода и, следовательно, снижает себестоимость транспортирования продуктов.

Технологическая связьмагистральныхнефте- и газопроводов, в основном, строится на одних и тех же принципах, но имеет некоторые различия, связанные со спецификой нефти и газа.

Технологическая связь магистральных нефтепроводов подразделяется на связь линейных обходчиков, связь районного диспетчера, связь центрального диспетчера, оперативно-производственную и местную внутриплощадочную связь.

Связь линейных ремонтеров позволяет ремонтеру с любого пункта трассы трубопровода переговорить с оператором перекачивающей

Глава 8. Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 311

станции и с диспетчером районного управления, а также дает возможность диспетчеру районного управления и оператору перекачивающей станции вызывать любого ремонтера со своего районного участка. В телефонную сеть ремонтеров включены аппараты участковых монтеров связи, а также линейных строительных подразделений и ремонтных бригад. Связь линейных ремонтеров при сооружении постоянных воздушных линий организуется по стальным линиям диаметром 4 мм с применением аппаратуры избирательной связи.

Связь районного диспетчера служит для переговоров районного диспетчера со всеми операторами перекачивающих станций района, наливными и аварийно-ремонтными пунктами, железнодорожными станциями, нефтебазами, диспетчерами соседних районных управлений, ремонтными бригадами и линейными ремонтерами. Этот вид связи организуется по низкочастотным и высокочастотным каналам связи с использованием аппаратуры с избирательным вызовом.

Связь диспетчера трубопроводного управления служит для ведения диспетчером трубопроводного управления переговоров с диспетчерами районных управлений, а также с операторами основных перекачивающих станций и наливными пунктами. Она организуется по каналам дальней связи также с использованием аппаратуры с избирательным вызовом.

Оперативно-производственная связь (или административно-хозяй- ственная) служит для оперативного решения вопросов, связанных с работой всего комплекса сооружений нефтепровода: вопросов ма- териально-технического обеспечения, капитального текущего ремонта, энергоснабжения, техники безопасности, охраны сооружений, работы аварийных бригад и т. д.

Оперативно-производственная связь организуется в пределах главного управления, нефтепроводного и районного управления. Для организации оперативно-производственной связи используются цветные (биметаллические и медные) цепи воздушных и кабельных линий или каналы радиорелейных линий.

Кроме того, применяется аппаратура высокочастотной связи (ВЧ), дающей возможность обеспечить следующие каналы оперативно-про- изводственной связи и телемеханики:

•районного управления с каждой перекачивающей станцией;

•между соседними перекачивающими станциями;

•между нефтепроводными и районными управлениями;

•нефтепроводного управления с соседними управлениями;

•нефтепроводного управления с главными управлениями.

312 ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

Таким образом, при проектировании средств связи на магистральных нефтепроводах протяженностьюдо 1000 км необходимо предусматривать как минимум одну, а при двух и более параллельно идущих нефтепроводах с несовпадающими промежуточными перекачивающими станциями — две двенадцатиканальные системы ВЧ телефонирования.

На магистральных нефтепроводах протяженностью свыше 1000 км следует предусматривать две или более двенадцатиканальные системы ВЧ телефонирования в зависимости от наличия промежуточных перекачивающих станций.

РЕЗЮМЕ

Трубопроводы для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы: промысловые трубопроводы; технологические трубопроводы; магистральные трубопроводы; распределительные трубопроводы.

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть, представляющая непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную по трассе подземно, наземно или надземно.

Помимо собственно трубопровода (труб, сваренных в нитки), в состав магистрального трубопровода входит оборудование, фасонные детали, фланцевые соединения, камеры приема-пуска средств очистки и диагностики, разнообразная арматура, в первую очередь запорная.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.На какие группы подразделяются трубопроводы?

2.В чем состоят основные различия магистральных трубопроводов нефти и газа?

3.Перечислите основные способы прокладки трубопроводов.

4.Назовите и охарактеризуйте основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов.

5.Назовите и охарактеризуйте основные объекты и сооружения магистральных газопроводов.

6.Почему в многолетнемерзлых грунтах применяются надземные методы прокладки трубопроводов?

7.Для чего на газопроводах устанавливают конденсатосборники?

8.Для чего используются метанольницы?

9.Что входит в состав арматуры трубопроводов?

дЛинейныеобъектымагистральноготрубопроводноготранспорта 313

10.Охарактеризуйте назначение и значение связи на трубопроводномтранспорте.

ЛИТЕРАТУРА

1 Основы нефтегазового дела: Учебник / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2.Трубопроводный транспорт нефти / Под общ. ред. СМ. Вайншто-

ка . — Т. 1.— 2002.

3.Трубопроводный транспорт нефти / СМ. Вайншток, В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров и др. — Т. 2. — М., 2004.

ГЛАВАМ ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

9.1.Основное технологическое оборудование и сооружения системы сбора и подготовки газа

9.1.1.Сбор продукции газовых скважин

9.1.2.Подготовка газа

9.2.Основные здания, сооружения и оборудование УКПГ для северных районов

9.2.1Стройгенплан УКПГ

9.2.2.Конструктивные решения зданий УКПГ

9.2.3.Основные системы УКПГ: теплоснабжение, вентиляция, водоснабжение, пожаротушение, канализация, электроснабжение, автоматика, связь

9.2.5.Дожимные компрессорные станции на газовых месторождениях

9.3.Основные здания, сооружения и оборудование УКПГ для средней полосы и юга

9.3.1.Стройгенплан УКПГ

9.3.2.Конструктивные решения зданий и сооружений

9.3.3.Основные системы УКПГ: теплоснабжение, вентиляция, водоснабжение, пожаротушение, канализация, электроснабжение, автоматика, связь Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

9.1.ОСНОВНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА

9.1.1. Сбор продукции газовых скважин

Сбор продукции газовых скважин может осуществляться по различным схемам, приведенным в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.20 и 2.3.21).

Яри индивидуальной системе сбора газа возникает необходимость сооружения у каждой скважины объектов, предназначенных для замера и очистки газа. Эти схемы предопределяют необходимость использования большого количества оборудования, рассредоточенного по площади месторождения, что связано со значительными затратами ресурсов и труда при строительстве и эксплуатации объектов.

При групповой и централизованной схемах сбора газа в зависимости от размеров месторождения и других конкретных условий достигается целесообразная концентрация технологического оборудования и сооружений. Часто центральный сборный пункт совмещают с го-

Глава 9. Объекты и сооружения сбора и подготовки газа к транспорту 315

ловными сооружениями магистрального газопровода. Если весь комплекс сооружений по подготовке газа данной группы скважин размещается на каждом групповом сборном пункте, то такую систему называют децентрализованной. На предприятиях нефтяной промышленности, в ведении которых находятся, в основном, небольшие газовые месторождения и залежи, обычно применяют централизованную групповую систему сбора природного газа.

9.1.2. Подготовка газа

Подготовка газа — это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения качества газа в соответствие требованиям, при соблюдении которых обеспечивается его бесперебойная транспортировка по газопроводу, а также безопасное использование потребителями.

Подготовка газа включает в себя процессы извлечения из газа конденсата (газовый конденсат — соединение тяжелых углеводородов), осушки, очистки от механических примесей, очистки от кислых компонентов — от сероводорода и углекислоты. Очистка газа от кислых компонентов производится с целью предотвращения их корродирующего воздействия на трубопроводы и оборудование и приведения их содержания в газе в соответствие требованиям санитарных норм.

Необходимость проведения того или иного вида подготовки газа определяется в зависимости от конкретных условий. Кроме того, система подготовки газа зависит от размера и конфигурации месторождения, числа залежей, пластовых и устьевых давлений и температуры, запасов газа, дебитов скважин (дебит скважины — объем продукции, который можно получить через данную скважину), содержания конденсата в газе, климатических условий, в которых находится месторождение.

Для очистки природного газа от механических примесей применяются:

•масляные пылеуловители, работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли;

•циклонные пылеуловители, работающие по принципу «сухого» отделения пыли.

Принципиальные схемы их функционирования приведены в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.22 и.2.3.23).

Осушка газа производится для удаления из газа капельной влаги и Уменьшения содержания в нем водяных паров с целью предотвращения образования гидратов и ледяных пробок при транспортировании. 1 идраты уменьшают пропускную способность аппаратов и газопро-

водов, а в некоторых случаях приводят к их полной закупорке и прекращению подачи газа. Для осушки газа и извлечения из него конденсата может применяться:

•низкотемпературная сепарация {сепарация — это разделение продукции скважин на газовый, газоконденсатный и нефтяной потоки. Сепаратор — аппарат, в котором происходит разделение продукции скважин) продукции скважин;

•абсорбционная осушка газа;

•адсорбционная осушка газа.

Для осушки газа и извлечения из него конденсата наиболее широко используют низкотемпературные процессы. Один из способов охлаждения газа основан на использовании так называемого дроссельэффекта, или эффекта Джоуля-Томсона, заключающегося в способности газа отдавать свое тепло во внешнюю среду при снижении давления.

Эффект Джоуля-Томсона объясняется следующим. Температура газа, заключенного в определенном объеме, зависит от давления. Если объем, занимаемый газом, увеличивается, то происходит уменьшение давления газа. При этом температура газа также изменяется. Изменение температуры газа в процессе его расширения называется эффектом Джоуля-Томсона (по имени ученых, впервые исследовавших этот процесс).

Дросселирование — изменение давления при помощи сужающего или расширяющего устройства.

Этот способ применяется на первой стадии разработки месторождения, когда пластовое давление (т. е. заключенная в газе энергия) достаточно для необходимого охлаждения газа за счет его дросселирования.

На следующих стадиях разработки месторождения, когда пластовое давление снижается настолько, что энергии, заключенной в газе, становится недостаточно для его охлаждения за счет дроссель-эффек- та, применяют искусственное охлаждение газа с использованием специальных холодильных машин.

Как правило, метод низкотемпературной сепарации применяется на газоконденсатных месторождениях при содержании конденсата в газе до 100 г/м3.

Величина изменения температуры газа при снижении его давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля-Томсона. Для идеально сухого газа этот коэффициент примерно равен 0,3 °С. Однако в реальных условиях газ всегда содержит влагу и тяжелые углеводороды, которые при снижении температуры переходят в жидкое состояние,

Глава 9. Объекты и сооружения сбора и подготовки газа к транспорту 317

передавая при этом газу часть своего тепла. Поэтомудля реальных газов коэффициент Джоуля-Томсона составляет 0,15—0,25 "С.

Проявление эффекта Джоуля-Томсона можно нередко наблюдать на газопроводах и оборудовании, которые при движении по ним газа покрываются белым налетом в виде инея или снега. Этот налет образуется из влаги окружающего воздуха, конденсирующейся на металлических поверхностях, охлажденных газом в результате снижения его давления на штуцерах, задвижках, при расширении в аппаратах, изменении диаметров газопроводов и др. Поэтому эффект ДжоуляТомсона используется на практике с целью охлаждения газа за счет его резкого расширения.

Схема подготовки газа методом низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях показана на рис. 9.1.1, на нефтяных месторождениях — на рис. 9.1.2.

Газ высокого давления при входе на установку НТС (низкотемпературная сепарация) поступает сначала в сепаратор (1), где отделяется основная массажидкости. Затем газ поступает в теплообменник (2); здесь он охлаждается встречным потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора (7). После теплообменника газ проходит через регулируемый штуцер (6), где происходит резкое снижение его давления; в результате температура газа снижается на величину, определяемую коэффициентом Джоуля-Томсона для данного газа и снижением давления, что приводит к конденсации водяных паров и тяжелых углеводородов.

Образовавшаяся жидкость отделяется от газа в низкотемпературном сепараторе (7) и стекает в конденсатосборник (11). Из сепаратора (7) часть газа поступает в газопровод, а другая часть — в теплообменник для охлаждения потока, поступающего на установку, а затем также отводится в газопровод.

Жидкость из сепаратора (1) и конденсатосборника (11) направляется в систему подготовки нефти (если по близости есть нефтяное месторождение) или на газоперерабатывающий завод.

Для предотвращения образования гидратов на установке в поток газа вводят диэтиленгликоль (ДЭГ) или другой абсорбент, а регулируемый штуцер и конденсатосборник обогревают паровыми подогревателями.

Если давление газа с течением времени снижается и становится недостаточным для необходимого охлаждения его только за счет дрос- сель-эффекта, установку НТС дооборудуют холодильной машиной (10), вырабатывающей искусственный холод для дополнительного охлаждения газа.

318 ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

Рис. 9.1.1. Принципиальная технологическая схема подготовки газа на газоконденсатных месторождениях методом низкотемпературной сепарации: 1,3 — сепараторы; 2 — теплообменник 1-й ступени; 4 — форсунка; 5 — теплообменник 2-й ступени; 6 — штуцер; 7 — низкотемпературный сепаратор; 8, 9, 11 — сборники отсепарированной жидкости; 10 — холодильная машина; 12, 14, 20 — разделители; 13 — установка регенерации ДЭГ; 15 — подогреватель установки регенерации ДЭГ; 16 — атмосферная емкость; 17, 19 — насосы; 18—емкость

Глава 9. Объекты и сооружения сбора и подготовки газа ктранспорту 319

Абсорбционная осушка газа основана на способности жидких абсорбентов поглощать определенные компоненты в газе. В процессах подготовки газа абсорбция используется для извлечения парообразной влаги, высококипящих углеводородных компонентов газа, очистки газа от кислых компонентов.

В качестве абсорбентов могут использоваться высококонцентрированные растворыгликолей: этиленгликоль, диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). Наибольшее распространение на газовых промыслах получил диэтиленгликоль. ДЭГ и ТЭГ имеют большую влагоемкость, нетоксичны, достаточно стабильны, не обладают корродирующими свойствами, незначительно растворяют обрабатываемый газ и сами слабо растворяются в нем, легко поддаются регенерации (т. е. из них можно простыми способами удалять поглощенную влагу, при этом они восстанавливают свои первоначальные свойства).

Схема подготовки газа абсорбционным методом приведена в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.24).

Адсорбционная осушка газа основана на поглощении паров влаги из природного газа твердыми поглотителями — адсорбентами.

Сущность адсорбции заключается в том, что на большой удельной поверхности адсорбента удерживаются молекулы воды. Чем больше удельная поверхность (т. е. чем выше пористость) адсорбента, тем больше влаги он может поглотить. При повышении температуры увеличивается энергия адсорбированных молекул и они могут освобождаться из адсорбента. На этом основан принцип регенерации адсорбентов, в качестве которых используются: силикагели, окись алюминия, синтетические цеолиты. Наибольшее распространение имеют силикагели — это гели кремниевой кислоты, которые подвергаются сушке и прокалке. Этот метод осушки газа большое распространение имеет на нефтяных промыслах при подготовке попутного нефтяного газа.

Принципиальная технологическая схема осушки газа адсорбционным методом приведена в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.25).

Очистка газа от кислых компонентов — это очистка его от сероводорода и двуокиси углерода. Для этого используются процессы жидкостной очистки и при помощи твердых поглотителей. Широко применяется метод очистки с использованием этаноламинов: моно- и Диэтаноламинов. Газы, содержащие кислые компоненты, как правило, направляются на газоперерабатывающие заводы. Это, в основном, относится к попутному нефтяному газу. Описание методов очистки газа от кислых компонентов и принципиальные схемы оборудования приведены в главе 2, п. 2.3 (рис. 2.3.26 и 2.3.27).

320 ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

Промысловая подготовка газа осуществляется на установках предварительной подготовки газа (УППГ) и установках комплексной подготовки газа (УКПГ) в зависимости от системы сбора и подготовки газа (централизованной, децентрализованной). Рассмотрим основные принципиальные архитектурно-планировочные и конструктивные решения, технологическое оборудование и вспомогательные системы установок, обеспечивающих осуществление указанных процессов по комплексной подготовке газа к транспорту.

Установки комплексной подготовки газа в зависимости от района строительства делят на два варианта: для северных районов; для средней полосы и юга. Компоновка сооружений и конструктивные решения в большой степени зависят от конкретных условий месторождения.

С целью перехода от индивидуального проектирования к типовому, от индивидуальных разработок и изготовления оборудования к серийному производству, ДО АО ВНИПИГАЗДОБЫЧА (институт ВНИПИгаздобыча) разработал «Состав блочно-комплектного автоматизированного промысла» и «Унифицированные схемы генеральных планов УППГ, УКПГ, ГС различных климатических зон», предусматривающие применение типовых модулей обработки газа.

Под типовыми модулями обработки газа понимается технологическая автоматизированная линия сбора и обработки газа и конденсата с законченным технологическим процессом. Модули набираются из типового оборудования: технологических блоков, аппаратов, блокбоксов и межблочных коммуникаций.

В зависимости от технологических параметров газа модули подразделяютсянарядтипоразмеров. Прикомпоновкеосновноготехнологического оборудования и блочно-комплектных устройств в основу положены блоки и модули обработки газа производительностью 5 млн м3/сутки и стабилизации конденсата 50 м3/ч. Применение других типоразмеров повлияет только на габариты площадок, где размещается данное оборудование.

9.2. ОСНОВНЫЕ ЗДАНИЯ, СООРУЖЕНИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ УКПГ ДЛЯ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ

9.2.1. Стройгенплан УКПГ для северных районов

Общий вид установки комплексной подготовки газа (Заполярное газонефтеконденсатное месторождение) представлен на рис. 9.2.1.

Далее рассматривается схема генплана УКПГ для северных районов с абсорбционной осушкой и огневой регенерацией диэтилен-

Глава 9. Объекты и сооружения сбора и подготовки газа к транспорту 321

гликоля, с размещением технологического и подсобно-вспомогатель- ного оборудования, в основном, в отапливаемых зданиях и, частично, на открытой площадке (рис. 9.2.2).

Рис. 9.2.1. Общий вид УКПГ в северном исполнении

В табл. 9.2.1. приведены примерные показатели по генплану УКПГ. Эти данные зависят от конкретных условий строительства объекта, его выходных технологических параметров. Поэтому приведенные данные являются примерными.

Технологическое оборудование размещено в трех зданиях, одно из которых вынесено за пределы площадки УКПГ. Каждое здание имеет два крыла с технологическим оборудованием, соединенных вспомогательным помещением, что обеспечивает возможность поочередного строительства и компоновки УКПГ любой производительности.

Основные вспомогательные службы расположены в здании подсоб- но-вспомогательного блока.

В первом, по ходу газа, здании (здание переключающей арматуры) размещаются блоки подключения куста скважин, панели распределения ингибитора гидратообразования и блок отключающей арматуры байпаса-манифольда.

322 ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

Рис. 9.2.2. Унифицированная схема генплана УКПГ с абсорбционной осушкой для северных районов страны: А — зона основного производства: 1,2 — свечи;3 —зданиепереключающей арматуры;4 — площадка стояков и сливных фильтров; 5 — здание осушки; 6 — площадкааппаратоввоздушногоохлаждения;7—складконденсатаи метанола;8—блок-бокснасоснойперекачкиконденсата;9—площадка для установки регенерации метанола; 10 — блок дренажной емкости дляДЭГ; 11 — блокрасходной емкости; 12, 24 — приемные резервуары промстоков; 13, 23 — переходные галереи; 14, 21 — канализационная насосная станция бытовых стоков; 20 — здание регенерации ДЭГ; 25, 27 — канализационная насосная станция промышленных стоков; Б — зонавспомогательногопроизводства; 15—установка фторирования воды; 16—установка обезжелезивания воды с насосной станцией второгоподъема; 17, 18—резервуардляводы; 19—вышка-тренажер; 22—башнярадиорелейнойлинии;26—открытаястоянкамашин;28— отдельно стоящее заглубленное здание; 29 —пожарное депо; 30 — блок вспомогательныхпомещений;31 —котельная;32—информационный знак;33—ограждениеизсеткипожелезобетоннымстолбам

Глава 9. Объекты и сооружения сбора и подготовки газа к транспорту 323

Манифольд (англ. manifold, от many — много и fold — складка, сгиб) — система устройств и аппаратуры для запуска и непрерывной безотказной работы нефтяных и газовых скважин. Манифольд состоит изтруб, патрубков, задвижек, вентилей, тройников, крестовин, стояков, буферов, краников, компенсаторов, отводов и т. п. При фонтанной и компрессорной добыче нефти манифольд присоединяется к арматуре скважины (фонтанная елка) в основном фланцевыми соединениями и заканчивается линией труб, подающих продукцию в замерные устройства.

Байпас — обводной трубопровод.

Таблица 9.2.1

Показатели по генплану

Это оборудование обеспечивает сбор газа и подачу его на установку абсорбционной осушки газа, располагаемую во втором здании, а также возможность подачи необработанного газа совместно с ингибитором гидратообразования минуя УКПГ в выходной коллектор,

вслучае аварии на УКПГ и выхода из строя установки осушки газа. Ингибитор гидратообразования (наиболее распространен метанол)

вданном случае вводится в поток газа из передвижной метанольной установки.

Во втором, по ходу газа, здании (здание осушки газа) размещается модуль абсорбционной осушки (блок абсорбера и арматурный блок абсорбера), модуль замера дебита скважин (блок замера дебита, блок сепаратора первичного), блок разделителей «вода-конденсат», трапы