Установка подготовки попутного нефтяного газа и его транспортировка потребителю

Упрощенная схема системы подготовки газа представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 — Упрощенная схема подготовки попутного нефтяного газа.

ПНГ — попутный нефтяной газ с ДКС; ФД — факел давления; С-101 — газовый сепаратор; НТС — низкотемпературный сепаратор; ЕП-101/H-101 — дренажная емкость, для сбора конденсата; T-701 абсорбер — установка по осушки газа; НТЭГ — насыщенный триэтиленгликоль; РТЭГ — раствор триэтиленгликоля; V -102 — трехфазный сепаратор «газ-гликоль»; Е-102 — установка дегенерации десорбер, подогрев.

Дожимная компрессорная станция ДКС «Одопту» предназначена для компримирования нефтяного попутного газа месторождения Одопту-море, поступающего с УКПН для осушки и дальнейшего транспорта газа с давлением Р=1,6 МПа по г/п «Одопту — АГРС «Тунгор» Ду300, Ду400 мм на АГРС «Тунгор» и г/п «Кыдыланьи — Оха».

Компримирование газа осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на базе интегрированных мотор-компрессоров производства компании Cameron Compression Systems, США, блочного исполнения. Перекачиваемый технологический газ служит также топливным газом для ГПА. Топливный газ на газопоршневые приводы компрессоров отбирается после установки осушки.

Суммарная проектная производительность компрессорной станции по газу составляет 350 млн. м³/год (1 млн. нм³/сут.) в том числе:

Часть скомпримированного газа в объеме ~1000 нм³/час редуцируется и используется на собственные нужды ДКС (газопоршневые приводы компрессорных агрегатов, установка осушки газа).

Для компримирования газа установлено 6 газоперекачивающих агрегатов: на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2803 LE — 1шт., на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2804 LE — 5шт., (5 рабочих, 1 резервный).

В состав компрессорной станции входят основные технологические сооружения:

• · блок приемных газопроводов с узлами учета газа;
• · площадка сепараторов для очистки поступающего газа от жидких и твердых примесей;
• · компрессорный блок, представляющий группу газоперекачивающих агрегатов со вспомогательными системами: межступенчатыми сепараторами для отделения капельной жидкости, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) газа, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) масла и антифриза;
• · установка осушки газа;
• · площадка дренажной емкости для приема углеводородного конденсата;
• · компрессорная сжатого воздуха, воздуха КиП и, А с установкой получения азота.

Попутный нефтяной газ по трубопроводу Ду=200 мм, с давлением Р=1,0−1,5 МПа, поступает в сепаратор поз. С-101, где происходит отделение капельной жидкости, а также проходит очистку от Н₂S и СО₂ абсорбцией аминами.

Отделенный газовый конденсат (вода) из сепараторов С-101 через регуляторы уровня LV101, LV102, сливается в дренажную емкость с погружным насосом поз. ЕП-101/Н-101. Откуда насосным агрегатом АВ50/50 поступает в автоцистерну для защиты от превышения уровня жидкости в сепараторах, на линиях выхода газового конденсата установлены электромагнитные клапаны с автоматическим их открытием по верхнему уровню и закрытием по нижнему уровню в сепараторах.

Сброс газа с сепаратора С-101 с предохранительных устройств осуществляется на факельную установку.

Далее газ по газопроводу № 81 Q=1 000 000 нм³/сут, Р=1,0−1,5 МПа и t=15−16⁰С поступает на прием низкотемпературной сепарационной установки (НТС). В ней происходит расширение газа с дальнейшим охлаждением до температуры 35−49⁰С. Сброс газа с сепараторов С-201/1 и С-201/2 через клапаны и пневмоприводные клапана по сбросному трубопроводу поступает на факельную установку высокого давления.

Компримированный попутный нефтяной газ после сепараторов С-201/1, С-201/2 поступает в общий коллектор № 85 и далее с Q=1 000 000 нм³/сут, Р=1,8 МПа и t=35−49⁰С подается на УПГ 36ММ/TEG Dehy с использованием ТЭГ.

Установка осушки газа Т-701 абсорбер состоит из:

• · блок осушки газа ТЭГом;
• · блок регенерации ТЭГ.

Газ с Q=1 000 000 нм³/сут, Р=1,8 МПа и t=35−49⁰С поступает на вход абсорбера Т-701. В абсорбере происходит контакт газа и жидкости, во время которого происходит отделение влаги. Сырой газ подается вниз абсорбера и поднимается вверх. Тощий раствор подается сверху и движется вниз. Опуская по колонне абсорбент поглощает влагу из газа, осушенный газ поднимается наверх и через теплообменник «газ-гликоль» Е-103 выводится с установки. Насыщенный гликоль с нижней тарелки абсорбера Т-701 по регулятору уровня поступает в десорбер Е-102 с целью его дегенерации. Насыщенный гликоль перед подачей в десорбер подогревается в конденсаторах поз. Е-105, V-203 и теплообменниках поз. Е-101/А, В, С «тощий — насыщенный ТЭГ» в верхней части десорбера. Затем он подается в трехфазный сепаратор V-202 «газ-гликоль». Отделившиеся газы подаются на сжигание в Е-102. Отвод гликоля из трехфазного сепаратора — по регулятору уровня, через фильтры поступает в теплообменники «тощий — насыщенный ТЭГ» поз. Е101/АВС, затем в десорбер поз. Е-102.

Основная функция десорбера — выделение влаги из поглотителя ТЭГ, сброс отделенной влаги в атмосферу и улавливание гликоля, испаренного в огневом подогревателе десорбера. Циркуляционные насосы обеспечивают откачку гликоля из десорбера, повышения давления концентрированного гликоля и подачи гликоля на верхнюю тарелку абсорбера. Расход гликоля регулируется посредством насосов. Перед входом в насос гликоль проходит теплообменники поз. Е-101/А, В, С, где подвергается охлаждению, а на выходе — через теплообменник сухого газа Е-103, где подвергается дополнительному охлаждению перед попаданием в абсорбер.

После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ — поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.

Подготовленный газ с давлением не более 1,6 МПа подается в межпромысловый газопровод диаметром Ду300/400 НСУ «Одопту-море» — ЦНП «Тунгор» протяженностью 25 км и далее по существующим сетям диаметром Ду 500 потребителям Охинского и Ноглинского районам.