«Блочная установка по получению сжиженного газа из попутного нефтяного газа» (стр. 3 )

Работы по разработке и поставке установок переработки ПНГ ведутся в нашей стране и за рубежом (например, ЭКМОН» (Россия), Red Mounting Energy (США)), однако практически все они рассчитаны на объемы газа от 50 млн. м3/год и выше.

Конкурентным преимуществом предлагаемой установки является ее достаточно низкая себестоимость и рентабельность при использовании на месторождениях с небольшими объемами ПНГ (около 10 млн. 10м3/год), где практически отсутствуют предложения конкурентов.

6. Предлагаемое техническое решение

Предлагаемая блочная установка обеспечивает выделение смеси углеводородов (преимущественно C3+высш.) в виде СУГ с использованием метода низкотемпературной сепарации и рекуперацией холода в теплообменниках.

В качестве сырья установка использует попутный нефтяной газ (с установки промысловой подготовки нефти). Для расчета технологического процесса принят газ с типичным для ПНГ составом [10, Таблица 1, стр.6] и расходом 10 млн м3/год (1190 ст. м3/час):

Компонент	Мольное содержание, %
Азот	2,515496
Метан	63,81868
Углекислый газ	0,5088596
Этан	7,604093
Пропан	14,07526
и-Бутан	3,840452
н-Бутан	3,744441
и-Пентан	1,440169
н-Пентан	1,454571
н-Гексан	0,7680901
Вода	0,229876

Для расчета принят ПНГ, не содержащий сероводорода и меркаптанов, в противном случае для получения товарной продукции потребуется дополнительная очистка от них для доведения до требований по содержанию соответствующих компонентов. Ужесточенные требования также будут предъявляться к материальному исполнению оборудования установки.

Продуктом установки является смесь пропана и бутана технических (СПБТ, в количестве 994,36 л/ч) по ГОСТ 20448-90 (Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия) и отвечает следующим показателям:

Наименование показателя	Норма для марки СПБТ	Метод испытания
1. Массовая доля компонентов, %: - сумма метана, этана и этилена - сумма пропана и пропилена, не менее - сумма бутанов и бутиленов, не более	не нормируется не нормируется 60	по ГОСТ 10679
2. Объемная доля жидкого остатка при 20єС, %, не более	1,6	по п.3.2 ГОСТ 20448-90
3. Давление насыщенных паров избыточное, МПа, при температуре плюс 45 єС, не более	1,6	по ГОСТ Р 50994-96 (или ГОСТ 28656)
4. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в том числе сероводорода, не более	0,013 0,003	по ГОСТ 22985 (или ГОСТ Р 50802) по ГОСТ 22985 или ГОСТ 11382 (или ГОСТ Р 50802)
5. Содержание свободной воды и щелочи	отсутствие	по п.3.2 ГОСТ 20448-90 (или по п.8.2 ГОСТ Р 52087-2003)
6. Интенсивность запаха, баллы, не менее	3	по ГОСТ 22387.5 или п.3.4 ГОСТ 20448-90 (или п.8.3 ГОСТ Р 52087-2003)

Продукт установки соответствует также марке пропан-бутан технический (ПБТ) сжиженных газов по ГОСТ Р 52087-2003.

Предлагаемая блочная установка обеспечивает извлечение углеводородов С3+высш (в составе СПБТ) в количестве 74% от содержащихся в исходном газе.

Расчет технологического процесса и оборудования выполнен с использованием программной системы для компьютерного моделирования и оптимизации химико-технологических процессов ChemCAD 6.0.1 (Chemstations Inc.).

Проект был представлен на молодежном образовательном форуме Селигер-2010 и стал финалистом «Конкурса по разработке инновационных технологий по утилизации попутного нефтяного газа» в рамках данного форума.

Проект также получил диплом III степени на IV Молодежной научно-технической конференции «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (Оренбург, 2010).

В настоящее время готовится заявка на получение патента на полезную модель. Патентным отделом научно-исследовательского и проектировочного института «ВолгоУралНИПИгаз» выдано положительное заключение о патентопригодности технического решения.

7. Описание технологического процесса установки

Попутный нефтяной газ поступает в блочную установку из сепараторов установки промысловой подготовки нефти через узел оперативного замера. На входном трубопроводе газа установлена запорная и отсечная арматура. Давление и температура во входном трубопроводе газа по месту и с передачей текущих значений в ПЛК блока контролируется соответствующими первичными приборами.

Газ с необходимыми параметрами направляется в компрессорную установку КУ-1, включающую в себя:

- газопоршневой компрессор с газомоторным приводом;

- систему топливоснабжения двигателя компрессора;

- комплект масляной системы, обеспечивающий безопасную работу компрессора;

- систему охлаждения двигателя;

- систему охлаждения технологического газа (АВО на линии нагнетания компрессора);

- электроэнергетическую систему;

- средства автоматики и управления;

- комплект межстадийных трубопроводов, обеспечивающих соединение элементов газового тракта компрессора и АВО, с запорно-регулирующей арматурой и предохранительными клапанами;

- систему выхлопов газа сгорания;

- цифровую систему по выделению и мониторингу спектра ударных нагрузок и вибрации, действующих на детали компрессора;

- систему аварийного сброса давления.

Компрессор рассчитан для компримирования 1224 ст. м3/час технологического газа до 6,3 МПа.

В комплект компрессора КУ-1 входит скруббер на всасе. Скруббер представляет собой вертикальный двухфазный сепараторы с туманоуловителем (для удаления капель микронного размера). Отделенные жидкости собираются в нижней части сосуда и сбрасываются по уровню в автоматическом режиме с помощью дренажного клапана LCV-01.

В рабочий цилиндр каждой ступени газ попадает через депульсатор на всасывании. После компримирования, газ покидает рабочий цилиндр через депульсатор на нагнетании. Депульсаторы на всасывании и нагнетании обеспечивают ровную подачу газа в рабочий цилиндр и нагнетание из него, а также обеспечивает снижение вибрации и звука. Выходящий поток газа из депульсатора на нагнетании направляется на АВО.

Рабочее давление в скруббере компрессора регулируется клапаном регулирования давления рециркуляции PCV-01. Клапан регулирования давления PCV-01 возвращает газ из АВО назад в скруббер на всасывании компрессора (его функцией является поддержание давления всасывания компрессора как можно ближе к желаемому заданному значению). В процессе интенсивной работы рециркуляции, прохождение газа через АВО предотвращает перегрев компрессора. Для управления производительностью компрессора ПЛК блока отслеживает фактическое значение давления всасывания и регулирует объем газа, прокачиваемого через компрессор, посредством изменения апертуры клапана PCV-01 и скорости моторного привода.

Аппарат воздушного охлаждения (АВО) представляют собой воздушный горизонтальный холодильник с принудительным обдувом, имеющий общую несущую конструкцию, заключающую в себе три секции: охлаждения технологического газа после компримирования, охлаждающей жидкости рубашки двигателя и охлаждения масла двигателя. Температура на выходе из каждой секции АВО регулируется вручную с помощью жалюзи, установленными на верхней части каждой секции холодильника. АВО вынесен за пределы здания КУ-1 на отдельный фундамент.

Схемой предусмотрено отведение части горячего газа для подогрева СУГ в испарителе И-1 колонны стабилизации К-01. Регулирование расхода осуществляется клапаном TCV-02 имеющим автоматическое (по температуре в испарителе) или дистанционное управление.

Аварийное опорожнение компрессора КУ-1 осуществляется на факел.

После компрессора газ с давлением 6,3 МПа и температурой ~20 єС направляется в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника «газ-газ» Т-01, где охлаждается потоком холодного газа (из С-02), проходящей по трубному пространству.

На входном и выходном потоке газа трубного и межтрубного пространства теплообменника Т-01 контролируются температура и давление газа соответствующими первичными приборами по месту и с передачей в ПЛК установки.

Дифференциальный манометр передает в ПЛК значение перепада давления на входе и выходе межтрубного пространства Т-01.

Теплообменник Т-01 имеет байпасы трубного и межтрубного пространства с запорно-регулирующими клапанами TC-03 и TC-01 соответственно.

На входном и выходном трубопроводах газа трубного и межтрубного пространства теплообменника Т-01 установлены электроприводные краны.

Для подготовки теплообменника к ремонтным или профилактическим работам предусмотрены штуцеры для пропарки трубного и межтрубного пространства. Дренаж из теплообменника Т-01 (продукты промывки, пропарки) отводится в дренажный коллектор блочной установки.

Газожидкостная смесь из Т-01 (с температурой ~11 єС) направляется в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника «газ-СУГ» Т-02. В Т-02 происходит дальнейшее охлаждение и конденсация тяжелых углеводородов за счет теплообмена с СУГ, поступающими из С-02.

На входном и выходном потоках трубного и межтрубного пространства теплообменника Т-02 контролируются температура и давление потоков соответствующими первичными приборами по месту и с передачей в ПЛК установки.

Дифференциальный манометр передает в ПЛК значение перепада давления на входе и выходе межтрубного пространства Т-02.

Теплообменник Т-02 имеет байпасы трубного и межтрубного пространства с запорно-регулирующими клапанами TC-02 и TC-04 соответственно.