2. Призначення та особливості компонування обладнання для комплексної підготовки газу

1. Компресорні станції

Компресорні станції призначені для підвищення тиску і перекачування газу по магістральному газопроводу. Вони служать керуючим елементом у комплексі споруд, що входять до магістрального газопроводу. Практично саме параметрами роботи компресорних станцій визначається режим роботи газопроводу. Наявність компресорних станцій дозволяє регулювати режим роботи газопроводу при коливаннях витрат газу, максимально використовувати акамулюючу здатність газопроводу.

Компресорні станції повинні забезпечувати проектну або планову продуктивність газопроводу підвищенням тиску газу, що транспортується, при здійсненні наступних основних технологічних процесів:

• очищення газу від рідких і твердих домішок;

• компримування газу;

• охолодження газу;

• замір, контроль та управління технологічними параметрами роботи КС і газопроводу до та після КС.

У газовій промисловості в якості газоперекачувальних агрегатів (ГПА) на магістральних газопроводах застосовують відцентрові нагнітачі з приводом від газової турбіни чи електродвигуна.

Поршневі газомотокомпресори використовують на станціях підземного зберігання газу.

Ефективність,надійність, безпека та економічність обладнання КС повинні забезпечуватися:

• постійним та періодичним контролем технічного стану обладнання візуально, за показаннями штатної контрольно-вимірювальної апаратури і з допомогою технічних засобів діагностики;

• підтриманням обладнання та комунікацій у справному стані;

• оптимальним режимом роботи технологічних установок КС;

• ремонтами, модернізацією, реновацією або реконструкцією морально та фізично застарілого обладнання

Індикаторна діаграма робочого процесу наочно відображає характер зміни тиску в робочому циліндрі компресору під час подвійного ходу нагнітального поршня.

Після етапу нагнітання у шкідливому просторі циліндра компрессора залишається деякий обсяг стиснутого газу. Іншою відмінністю є зміна тиску, обсягу та температури газу в результаті витрат енергії на подолання опору рухові

потоку газу в клапанах.

На компресорних станціях є; один чи декілька компресорних цехів; електростанція чи трансформаторна підстанція; система водопостачання з насосними станціями І і II підйому, циркуляційною системою охолодження компресорних агрегатів, водонапірною баштою, градирнею й резервуаром для зберігання пожежного запасу води; вузол далекого та внутрішнього зв'язку;

установка по регенерації масел із складом паливно-мастильних речовин; хімічна лабораторія; котельня; механічна майстерня; установка масляних пиловловлювачів; прийомні й нагнітальні колектори газу з вимикальною арматурою; автотранспортний парк і матеріальний склад.

Усі компресори можна поділити на 2 групи: динамічні та об’ємні. В динамічних компресорах газ стискається шляхом збільшення його швидкості

і перетворення кінетичної енергії газу в енергію тиску. В об’ємних компресорах в результаті зменшення об’єму робочого простору

Відцентрові компресори та вентилятори по принципу дії та конструкції схожі з відцентровими насосами. Конструктивні відмінності полягають у великій частоті обертання валів компресорів.

INCLUDEPICTURE "C:\\DOCUME~1\\neff\\LOCALS~1\\Temp\\FineReader11\\media\\image4.png" \* MERGEFORMATINET

Рисунок 1.4 - Технологічна схема компресорної станції з колекторною обв'язкою двоступінчастих (повнонапірних) нагнітачів:

АБО - апарати повітряного охолодження; ПУ - пиловловлювач; ГПА - газоперекачувальний агрегат

INCLUDEPICTURE "C:\\DOCUME~1\\neff\\LOCALS~1\\Temp\\FineReader11\\media\\image5.png" \* MERGEFORMATINET

Рисунок 1.5 - Технологічна схема компресорної станції з універсальною обв'язкою нагнітачів:

ВН-відцентрові нагнітачі з електроприводом

Привід нагнітачів на КС вибирають залежно від потужності, яку споживає нагнітач з вказуванням швидкості обертання ротора ГПА.

Газотурбінний привід порівняно з електроприводом має ряд переваг, які полягають в можливості регулювання режиму роботи нагнітача шляхом зміни швидкості обертання ротора, незалежно від джерела енергії. Недоліком слід вважати громіздкість обладнання, значні витрати газу на пуск агрегату, вплив на екологію.

Арк.

У/

2. Основні типи сепараторів, котрі застосовуються у складі УКПГ

В процесі підйому рідини із свердловини та транспорту її до центрального пункту збору та підготовки нафти, газу і води поступово знижується тиск в системі збору, з нафти виділяється газ. Об’єм виділеного газу по мірі зниження тиску в системі збільшується, і потік в нафто газозбірних колекторах, включаючи верхні участки підйомних НКТ, складається з двох фаз: газової та рідкої. Такий потік називають двофазним. Нафта та виділені з неї гази при нормальних умовах не можуть зберігатись чи транспортуватись разом, так як об’єм виділених газів в кілька десятків разів перевищує об’єм рідини. Тому потрібно розділяти газоподібну та рідку фази. Процес розділення газу від нафти називають сепарацією. Обладнання, в якому відбувається процес розділення газу від рідкої продукції свердловин, називають нафтогазовим сепаратором. В сучасних системах збору нафти і газу нафтогазовими сепараторами оснащуються всі блочні автоматизовані замірні установки.

При великому вмісті в продукції свердловин води на цих установках застосовуються трифазні сепаратори. На блокових автоматизованих вимірювальних установках відділення газу від нафти в нафтогазовому сепараторі здійснюється тільки з метою роздільного вимірювання дебіту свердловин по рідині та газу. Після вимірювання, нафта і газ знову змішуються й подаються у загальний нафто газозбірний колектор.

Відведення відсепарованого газу з нафтогазових сепараторів і роздільний

у

збір його, здійснюються у різних пунктах системи збирання й у центральних пунктах збору та підготовки нафти, газу і води. Кожний такий пункт відведення відсепарованого газу називається ступенем сепарації газу. Ступенів сепарації може бути декілька, й остаточне відділення нафти від газу завершується у кінцевих сепараторах або резервуарах під атмосферним тиском (рисунок 1.6).

Багатоступінчаста сепарація застосовується при високому тиску на гирлі свердловин для кращого розділення нафти і газу при тиску, що послідовно знижується у сепараторах. Нафтогазову суміш із свердловини спрямовують спочатку в сепаратор високого тиску, в якому з нафти виділяється основна маса газу, що складається головним чином з метану та етану. Цей газ, названий сухим газом має високий тиск і може транспортуватися на великі відстані до

Арк.

Із сепаратора високого тиску нафта надходить до сепараторів середнього й низького тиску для остаточного відділення від газу.

Рисунок 1.6 — Вертикальні трапи для триступінчастої сепарації

1-ша 2-га 3-тя

ступінь ступінь ступінь

споживачів.

З рисунка 1.6 видно: у міру зниження тиску по ступенях сепарації діаметр і відповідно об'єм сепаратора збільшуються, оскільки при зниженні тиску зростають об'єми газового потоку в сепараторах. Збільшенням діаметра апарату та його об'єму досягається зниження вихідних швидкостей газу, що сприяє зменшенню віднесення крапельок рідини в газозбірну мережу.

Найбільшого поширення на нафтогазових родовищах дістали вертикальні й горизонтальні сепаратори.

Вертикальний сепаратор є вертикально встановленим циліндровим корпусом із півсферичними днищами. Він забезпечений патрубками для введення газорідинної суміші й викидання рідкої і газової фаз, запобіжною та регулюючою арматурою, а також спеціальними пристроями, що забезпечують розділення рідини і газу. Конструкція одного з вертикальних нафтогазових сепараторів наведена на рисунку 1.7.

Газонафтова суміш під тиском надходить у сепаратор за допомогою патрубка 1 у роздавальний колектор 2 зі щілинним виходом. Регулятором тиску

За рахунок зменшення тиску із суміші в сепараторі виділяється розчинений газ. Оскільки цей процес не є миттєвим, час перебування суміші в сепараторі намагаються збільшити за рахунок установлення похилих полиць 6, котрими вона стікає у нижню частину апарата.

Газ, що виділяється, підіймається вгору. Тут він проходить через жалюзійний краплевловлювач 4, що служить для відділення крапель нафти, і далі прямує у газопровід. Уловлена нафта дренажною трубкою 12 стікає вниз.

Контроль за рівнем нафти в нижній частині сепаратора здійснюється за допомогою регулятора рівня 8 та віконця-рівнеміра 11. Шлам (пісок, окалина і т.д.) з апарату видаляється трубопроводом 9.

Газосепаратор працює таким чином: газонафтова суміш через патрубок 10 та розподільний пристрій 9 надходить на полиці 2 і ними стікає у нижню частину технологічної місткості. Стікаючи похилими полицями, нафта звільняється від пухирців газу. Газ, що виділився з нафти, проходить через піногасник З, де руйнується піна, й вологовідділювач 5, де очищається від крапель нафти, і через штуцер виходу газу 4 відводиться з апарата. Дегазована нафта нагромаджується в нижній частині технологічної місткості й відводиться з апарата через штуцер 6.[1]

Для підвищення ефективності процесу сепарації у горизонтальних сепараторах використовують гідроциклонні пристрої. Г оризонтальний газонафтовий сепаратор гідроциклонного типу (рисунок 1.8) складається з технологічної місткості 1 і декількох одноструминних гідроциклонів 2. Конструктивно одноструминний циклон є вертикальним циліндровим апаратом з тангенціальним уведенням газонафтової суміші, в середині якого розташовані напрямний патрубок 3 та секція перетікання 4. В однотонному гідроциклоні суміш створює одночасно обертовий рух навколо напрямного патрубка і поступальний рух, утворюючи вихор. Нафта під дією відцентрової сили притискається до стінки циклона, а рідина, що виділилися й очистилася від крапель газу рухається у центрі нього.

Рисунок 1.7 - Вертикальний сепаратор:

А - основна секція сепарації; Б - осадкова секція; В - секція збору нафти; Г - секція краплевловлювання; 1 - патрубок уведення газорідинної суміші; 2 - роздавальний колектор із щілинним виходом; 3 - регулятор тиску на лінії відведення газу; 4 - жалюзійний краплевловлювач; 5 - запобіжний клапан; 6 - похилі полиці; 7 - поплавок; 8 — регулятор рівня на лінії відведення нафти; 9 - лінія скидання шламу; 10 - перегородки; 11 - віконце рівнеміра; 12 - дренажна

труба

У секції перетікання нафта і газ змінюють напрям руху з вертикального на горизонтальний, після чого надходять роздільно в технологічну місткість. Далі газовий потік проходить краплевідбійник 5, розподільні грати 6 і виходить із сепаратора. Нафта похилими полицями 7 стікає у нижню частину місткості. Її рівень підтримується за допомогою регулятора 8.

Основними технічними показниками сепараторів є:

1. продуктивність за фазами, м³/добу;

2. робочий тиск, МПа;

3. об’єм, м ;

4. внутрішній діаметр, м;

5. маса, кг.

Рисунок 1.8 - Горизонтальний газонафтовий сепаратор гідроциклонного

типу:

1 - місткість; 2 - одноструминний гідроциклон; 3 - напрямний патрубок; 4 —секція перетікання; 5 - краплевідбійник; 6 - розподільні грати;

7 - похилі полиці; 8 - регулятор рівня