Модернизация массообменной части абсорбера производительностью 38 млрд. м3 газа в год-Расчет и модернизация узла абсорбции Установки комплексной подготовки газа УКПГ Ямбургского месторождения с целью повышения производительности-Дипломная работа-Оборудова

Модернизация массообменной части абсорбера производительностью 38 млрд. м3 газа в год-Расчет и модернизация узла абсорбции
Установки комплексной подготовки газа УКПГ Ямбургского месторождения с целью повышения производительности-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Выпускная квалификационная работа содержит: 131 с., 16 рис., 16 табл., 14 источников., 4 прил.
Ключевые слова: абсорбер, осушка, диэтиленгликоль.
Объектом исследования является узел абсорбции газа.
Предметом исследования является основной аппарат - абсорбер.
Цель работы – модернизация массообменной части абсорбера.
В процессе исследования производился анализ УКПГ Ямбургского месторождения с целью повышения производительности.
В результате исследования была проведена модернизация и расчет абсорбера.
Основные конструктивные, технологические и технико – эксплуатационные характеристики: производительность, степень осушки, унос гликоля.
Степень внедрения: внедрение на УКПГ Ямбургского месторождения.
Область применения: осушка газа по ГОСТ 16350-80
Экономическая эффективность/значимость работы данная работа имеет важное значение, так как позволит добывать большие объемы газа.
В будущем планируется установка данных абсорберов на различные месторождения.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА

Установка комплексной подготовки газа предназначена для подготовки газа перед подачей в магистральный газопровод.
Производительность установки составляет 38 млрд. м3 газа в год. Количество часов работы УКПГ в год составляет 7800 часов (325 дней). Сырьем для установки служит природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения.
Продукцией УКПГ является осушенный газ, соответствующий требованиям ГОСТ 51.40-93, который подается в систему магистральных газопроводов "Уренгой-Сургут".
В соответствии с проектной схемой на установке реализован метод абсорбционной осушки газа высококонцентрированным диэтиленгликолем (98,5% концентрации). В качестве ингибитора гидратообразования при пусках скважин и установки комплексной подготовки газа используется метанол.
УКПГ автоматизирована. Утилизация сбросных газов производится на свече рассеивания.
Аппарат представляет собой колонну, состоящую из двух технологических секций: абсорбционной осушки и доулавливания гликоля.
Секция абсорбционной осушки включает в себя 4 контактных тарелки, оснащенных прямоточными центробежными элементами. Секция доулавливания абсорбента содержит две сепарационные тарелки с набором прямоточных центробежных элементов между которыми расположены фильтр-патроны. Абсорбер вертикальный тарельчатого типа.


2.2 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ

Природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения с кустов скважин с температурой минус 8 0С + 200 С и давлением до 0,35 МПа поступает на компрессорную станцию.
Газ поступает в приемный сепаратор грубой очистки поз. С-1 и сепаратор тонкой очистки поз. С-2, где очищается от капельной жидкости и механических примесей.
Жидкость из сепаратора С-1 передавливается в сепаратор поз. С-2, который предназначен для сбора углеводородного конденсата.
Газ из сепаратора поз. С-2 по трубопроводу Ду-700 поступает в распределительный коллектор. Из распределительного коллектора газ по трубопроводу поступает на всас цилиндра высокго давления (ЦВД) компрессора КП-1 с температурой -8 + 20 0С и с давлением 0,3 – 0,35 МПа.
Газ, скомпримированный до давления 1,5 - 2,5 МПа, с температурой 170-200 0С поступает на промежуточное охлаждение в блок газоохладителей низкого давления АВО-1, охлаждается до температуры 25 – 45 0С и поступает в промежуточный сепаратор С-3, где от газа отделяется конденсат, выпавший после охлаждения. Схемой предусмотрен контроль за уровнем жидкости в промежуточном сепараторе. Жидкость из промежуточного сепаратора выдавливается в подземную емкость. После С-3 газ поступает на всас цилиндра высокого давления (ЦВД).
Газ, скомпримированный в КП-2 до 6,5-8,0 МПа с температурой 180-2000 С поступает в технологические теплообменники Т-1, где нагревает антифриз системы теплоснабжения станции до температуры 70-115 0С. После чего газ поступает на газоохладители высокого давления АВО-2, смонтированные параллельно последовательно, т.е. газ входит в 3 и 4 секции и выходит охлажденный через 1 и 2 секции. Охлажденный до температуры 25-45 0С и давлением 6,5-8,0 МПа газ подается в сепаратор С-4 и абсорбер А-1 на осушку по углеводородам и влаге.
Газ, с температурой 20-40 0С и с выпавшим после газоохладителей конденсатом, направляется в сепаратор С-3.
В сепараторе С-4 происходит отделение конденсата выпавшего в результате компримирования и охлаждения газа. Конденсат из сепаратора С-4 дренируется в сепаратор С-5.
Газ после сепаратора С-5 поступает в абсорбер А-1, где в нижней кубовой части происходит отделение капельной жидкости. Конденсат из кубовой части абсорбера А-1 дренируется в сепаратор С-5, С-6. Абсорбер в верхней части оборудован пятью тарелками с контактно сепарационными элементами (КСЭ). Сверху на встречу потоку газа подается ДЭГ с концентрацией 97-99,8 %. Стекая по четырем контактным тарелкам вниз, на пятую глухую, ДЭГ, контактирует с газом, извлекает из последнего влагу и насыщенный влагой, отводится с глухой тарелки на регенерацию.
При недостаточной степени осушки предусмотрена подача в напорный газопровод метанола. Метанол с емкостей Е-7, Е-8 насосами дозаторами Н-1, Н-2 с расходом, определенным расчетным методом, закачивается в газопровод через форсунки. Осушенный газ из абсорбера А-1 по трубопроводу поступает в сепаратор поз. С-7, в котором газ отделяется от углеводородного конденсата. Конденсат из сепаратора С-7 дренируется автоматически в сепаратор для сбора углеводородного конденсата. Из сепаратора С-400 газ через узел учета газа с давлением до 66,8 МПа и температурой + 10 + 40 0С поступает в напорный газопровод УКПГ. Длина газопровода 200,5 км на 18 км газопровода смонтирован конденсатосборник. На 20 км установлен обратный клапан с байпасом Ду 80мм для предотвращения обратного потока газа, а так же смонтирован изолирующий фланец для предотвращения перетекания электрического потенциала из шлейфов УКПГ в напорный газопровод ВКЦ [3].

Рисунок 2.1 - Технологическая схема производства: I –приёмный сепаратор грубой отчистки С-1; II –сепаратор для сбора углеводородного конденсата С-2; III –трубопровод ДУ-700; IV – компрессор КП-1; V –блок газового охладителя высокого давления АВО-1; VI-промежуточный сепаратор С-3; VII –компрессор КП-2; VIII –технологический теплообменник Т-1; IX – газовый охладитель высокого давления АВО-2; X – сепаратор С-4, XI- абсорбер А-1; XII-сепаратор С-5; XIII-сепаратор С-6; XIV-сепаратор С-7

2.3 ВЫБОР ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ АБСОРБЕРА
2.3.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА

Проведем расчет абсорбера осушки газа с комбинированными контактными устройствами и газораспределительной секцией для условий эксплуатации на Ямбургском месторождении при следующих исходных данных:
Рвх= 8 Мпа;
Температура газа t =20 0С;
Влагосодержание сырого газа начальное Wн =0,325 г/м3;
Влагосодержание осушенного газа конечное:
Wк=0,0255 кг/тыс. м3 – зимний режим;
Wк=0,052 кг/тыс. м3 – зимний режим;
Влагосодержание сырого газа, равновесного с НДЭГ, Wн = 0,048 кг/тыс.м3;
Влагосодержание сырого газа, равновесного с РДЭГ, Wн = 0,022 кг/тыс.м3;
Абсорбент ДЭГ, концентрация регенерированного гликоля Хрег = 99 % масс., концентрация насыщенного Хк = 97 % масс.
Производительность по газу Q = 208 тыс. м3/ч;
Точка росы: зимой - минус 20 0С; летом – минус 10 0С;



2.3.2 РАСЧЕТ