Установки подготовки газа газпром



Подготовка

Из-под земли под давлением в скважину приходит «сырой» газ.
«Сырой» газ = природный газ + газовый конденсат + капельная жидкость + примеси»
Нужные человеку углеводороды – природный газ и газовый конденсат.

«Куст» газовых скважин

«Куст» — место встречи «сырого» газа, поступающего из нескольких скважин.
Весь этот газ по трубам отправляется в путь к промыслу.

Газовый промысел

На УКПГ газ очищают от мехпримесей (частицы разрушенного пласта — песок) и осушают от капельной жидкости, удаляя влагу. На ДКС повышают давление газа, обеспечивая его транспортировку.

Далее он поступает в межпромысловый коллектор (МПК), своеобразные «ворота» для входа в большой магистральный газопровод : ГП + ГП + ГП + ГП…= МПК

podgotovka_1.png

По магистральному газопроводу товарный газ приходит к потребителям в России и за рубежом.

Обработка газа

На промысле газ со скважин обрабатывают методом сепарации и абсорбционной осушки. Не пугайтесь, всё просто.

Сепарация газа – это процесс, работающий по принципу «Мухи — отдельно, котлеты – отдельно», то есть из газопотока отсекают «лишнее», а именно: песок, частицы разрушенного продуктивного пласта, капельную жидкость.

Абсорбционная осушка – процесс поглощения влаги (капельной жидкости) из газопотока.
Когда газ прошел две этих «преграды», то он считается «чистым», товарным.

Именно такие способы подготовки газа используются на месторождениях крупнейшей газодобывающей компании России — ООО «Газпром добыча Ямбург»: Ямбургском, Заполярном и Тазовском.

podgotovka_6.png

podgotovka_2.png Газотермины

КГС — куст газовых скважин, это группа скважин, объединённая в единый коллектор (газопровод– шлейф).

Газопровод-шлейф – трубопровод для транспортировки газа от КГС до ГП.

УКПГ — установка комплексной подготовки газа, комплекс технологического оборудования, обеспечивающий сбор и подготовку природного газа и газового конденсата.

ДКС — дожимная компрессорная станция.

Товарный газ — сухой, очищенный газ.

МПК — трубопроводы для сбора товарного газа от ГП (ГКП) и дальнейшей транспортировки потребителям по магистральному газопроводу.

Процесс подготовки газа на газовых промыслах

«Сырой» газ от кустов газовых скважин по газопроводам-шлейфам поступает в здание пункта переключающей арматуры (ППА), состоящего из узлов входа шлейфов и пункта распределения метанола . В узлах входа шлейфов происходит выравнивание давления сырого газа и подача в общий коллектор.

Далее сырой газ из ППА направляется на узел подключения дожимной компрессорной станции (ДКС) к УКПГ и поступает в сепараторы установки очистки газа (УОГ), где происходит очистка газа от механических примесей и капельной жидкости.

Далее газ подается на ДКС для компримирования (сжатия объема и повышения давления). Компримирование газа на ДКС осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) в две ступени с последующим охлаждением газа на аппаратах воздушного охлаждения (АВО).

От дожимной компрессорной станции сырой газ через узел подключения ДКС к УКПГ поступает на установку подготовки газа (УПГ) и направляется в абсорберы. В абсорберах газ подвергается процессу гликолевой осушки раствором регенерированного диэтиленгликоля концентрацией 97,5-99,5%, который поглощает влагу из потоков газа.

Далее осушенный газ охлаждается для исключения растепления многолетнемерзлых грунтов и повышения надежности газопровода. Охлаждение в зимний период может быть обеспечено АВО газа, а в теплый период – АВО в сочетании с турбодетандерными агрегатами .

Осушенный газ после охлаждения направляется на установку отключающих кранов (УОК), и поступает в магистральный газопровод для последующей транспортировки к потребителям.

podgotovka_4.png

Процесс подготовки газа на газоконденсатных промыслах

Пластовый газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам поступает во входные линии здания переключающей арматуры (ЗПА). Входные линии ЗПА обеспечивают подачу сырого газа из шлейфов в общий коллектор, от которого осуществляется разводка на несколько технологических линий, транспортирующих газ в цех первичной сепарации.

Газожидкостный поток поступает в горизонтальный пробкоуловитель (ПУ), в котором за счет специальных насадок и действия силы тяжести происходит выравнивание потока и отделение от него капельной влаги, механических примесей и жидкостных пробок.

Частично очищенный от капельной влаги и жидкости пластовый газ направляется в первичный сепаратор для более тонкой очистки газа от механических примесей и капельной жидкости и далее в цех подготовки газа (ЦПГ).

ЦПГ обеспечивает разделение газа пластового (газоконденсатной смеси) на — газ сухой и конденсат газа нестабильный. Принцип действия установки заключается в том, что газожидкостный поток проходит последовательно несколько ступеней разделения, отличающихся условиями (температурой, давлением). Параметры разделения в каждой ступени обеспечивают максимальную конденсацию и выделение жидкой фазы из газового потока.

podgotovka_5.png

Из цеха первичной сепарации газ транспортируется на площадку аппаратов воздушного охлаждения, где в зимний период производится охлаждение газа в воздушных холодильниках (ВХ), а в летний период – ВХ с турбодетандерными агрегатами . Необходимость охлаждения газового потока связана с тем, что понижение температуры позволяет конденсировать (выделять) капельную жидкость, распределенную в газовом потоке. При этом, чем глубже охлаждение, тем больше количество жидкости выделится из потока газа.

После охлаждения поток газа подается в блок промежуточного сепаратора для выделения жидкости и далее в блок низкотемпературного сепаратора, где происходит дальнейшее понижение температуры газового потока клапаном-регулятором при помощи дроссельного эффекта .

В низкотемпературном сепараторе при помощи специальных сепарационных и фильтрующих элементов за счет действия центробежных сил происходит максимальное отделение капельной жидкости от газа и окончательная очистка. После низкотемпературного сепаратора газ поступает в узел замера (УЗГ).

После замера потоки газа из технологических линий ЦПГ объединяются в газосборном коллекторе и транспортируются в здание аварийных кранов, и далее в магистральный газопровод к потребителям.

Источник

Ценный ресурс

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — некогда побочный продукт освоения нефтяных запасов — сегодня рассматривается как дополнительный источник прибыли. На каждом месторождении «Газпром нефть» ищет оптимальное решение по использованию попутного газа. Главные газовые проекты компании — в обзоре «Сибирской нефти»

Самая мощная

Строительство газотурбинной электростанции (ГТЭС) на Новопортовском месторождении началось в марте 2015 года. Проектную мощность объекта в 96 МВт обеспечивают 6 газотурбинных энергетических агрегатов российского производства. Проект предусматривает возможность расширения до 144 МВт, что сделает эту электростанцию крупнейшей на полуострове Ямал.

ГТЭС обеспечивает электроэнергией объекты инфраструктуры месторождения, приемо-сдаточный пункт и нефтеналивной терминал «Ворота Арктики», расположенный на берегу Обской губы. Для подачи электроэнергии с месторождения на побережье построена линия электропередач напряжением 110 кВ и протяженностью 98 км.

Первый пусковой комплекс ГТЭС мощностью 48 МВт был запущен в августе 2017 года. На объектах второго пускового комплекса продолжаются пусконаладочные работы. Суточное потребление газа на электростанции составляет 220 тыс. м 3 в сутки. С вводом в эксплуатацию второго машинного зала этот показатель увеличится до 630 тыс. м 3 в сутки.

Завод на Приобке

Еще несколько лет назад «Газпромнефть-Хантос» не мог похвастать высоким уровнем полезного использования ПНГ. Объемы добычи газа росли, а возможности для его утилизации были ограничены. Ситуация несколько улучшилась с вводом в 2013 году Южно-Приобской газокомпрессорной станции и строительством газопровода до Южно-Балыкского газоперерабатывающего завода (ГПЗ). Следующим шагом стало строительство ГПЗ уже на самом месторождении.

В сентябре 2015 года «Газпром нефть» и «СИБУР» ввели в эксплуатацию Южно-Приобский газоперерабатывающий завод. Мощность завода позволяет перерабатывать 900 млн кубометров попутного нефтяного газа в год. В результате «Газпромнефть-Хантос» повысил уровень его полезного использования до 96,5%.

Южно-Приобский ГПЗ — один из элементов Западно-Сибирского нефтехимического кластера. Ежегодно предприятие производит 340 тыс. тонн широкой фракции легких углеводородов Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) — основное сырье нефтехимических предприятий, продукт переработки ­неф­тяного газа и газоконденсата, состоит из этана, пропана, бутана и других высших гомологов метана. , а 750 млн кубометров сухого отбензиненного газа Сухой отбензиненный газ (СОГ) получают в ходе переработки нефтяного газа. Подобно природному газу, он состоит преимущественно из метана и может использоваться в качестве сырья для коммунально-бытовых и промышленных нужд. направляется на ГТЭС и в систему газоснабжения Ханты-Мансийского региона. Коэффициент извлечения ШФЛУ на Южно-Приобском ГПЗ — более 95%, что соответствует современным мировым требованиям.

Самая северная

Первый и наиболее логичный путь для утилизации ПНГ на месторождениях, удаленных как от газотранспортной инфраструктуры, так и от сетей электроэнергии, — использование его на собственные энергетические нужды. На Восточно-Мессояхском месторождении газотурбинная электростанция была введена в эксплуатацию в августе 2016 года. Это самая северная материковая ГТЭС в России. Из-за удаленности группы Мессояхских месторождений от транспортной инфраструктуры материалы и оборудование для строительства приходилось доставлять преимущественно по зимним автодорогам. Для сохранения вечномерзлых грунтов ГТЭС была построена на сваях с системой термостабилизации в двух метрах над землей.

Мощность электростанции — 84 МВт. Она обеспечивает электроэнергией объекты добычи нефти и социальную инфраструктуру месторождения. Основа ГТЭС — шесть газотурбинных агрегатов мощностью 14 МВт каждый, способных работать на природном и попутном нефтяном газе. На ГТЭС построена отдельная система газоподготовки производительностью 450 тысяч кубометров в сутки, где топливо очищается от механических примесей, воды и нефтяного конденсата.

Газотурбинная электростанция Восточно-Мессояхского месторождения стала самой северной материковой ГТЭС в России. Фото: Роман Шаленкин, Александр Петров, Стоян Васев, Михаил Мокрушин

Газотурбинная электростанция Восточно-Мессояхского месторождения стала самой северной материковой ГТЭС в России

Шингинский хаб

Для утилизации ПНГ с нескольких активов «Газпромнефть-Востока» в годах на Шингинском месторождении был создан газоэнергетический хаб с генерирующими и газотранспортными мощностями. Шингинская ГТЭС номинальной мощностью 24 МВт была введена в эксплуатацию в августе 2016 года. Она обеспечивает электроэнергией Шингинское месторождение и ряд других промыслов «Газпромнефть-Востока» в Каргасокском и Парабельском районах Томской области. Инвестиции в проект составили 2720 млн рублей. В качестве топлива на электростанции используется около 70 млн кубометров ПНГ в год с Шингинского, Западно-Лугинецкого и Нижнелугинецкого месторождений. Запуск электростанции позволил существенно увеличить показатель утилизации газа на этих промыслах и довести его до 95%, а также снизить затраты на покупку электроэнергии и повысить надежность энергоснабжения.

В первом квартале 2017 года здесь же была построена Шингинская компрессорная станция производительностью 150 млн кубометров в год. Через нее газ с Нижнелугинецкого, Западно-Лугинецкого месторождений (а в перспективе также с Урманского и Арчинского) транспортируется в газопровод Казанское НГКМ — Мыльджинское ГКМ, на установку комплексной подготовки Мыльджинского газоконденсатного месторождения «Томскгазпрома» и далее — в магистральный газопровод НГПЗ — Парабель — Кузбасс. Помимо компрессорной станции проект включает более 40 км газопроводов, в том числе газопровод от Западно-Лугинецкого до Шингинского месторождения. Инвестиции в создание газотранспортной инфраструктуры составляют более 2 млрд рублей.

Новые мощности позволят использовать весь объем углеводородов, добываемых на этих активах «Газпромнефть-Востока». При этом компания получает возможность гибко использовать ПНГ: направлять на генерацию собственной электроэнергии или сдавать в газотранспортную систему.

В июне 2017 года началось строительство газопровода, который соединит дожимную компрессорную станцию Урманского месторождения «Газпромнефть-Востока» с Шингинским газоэнергетическим хабом и газотранспортной инфраструктурой «Томскгазпрома». Пропускная способность транспортной магистрали составит 500 млн м 3 попутного нефтяного газа в год. Газопровод — часть масштабного инвестиционного проекта, который позволит достичь утилизации ПНГ Урманского, Арчинского месторождений и активов Южно-Пудинского лицензионного участка. Он также предполагает строительство компрессорных станций и газопровода между Урманским и Арчинским месторождениями. Общий объем инвестиций в реализацию Урмано-Арчинского проекта превысит 6 млрд рублей.

Газоэнергети­ческий хаб на Шингинском месторождении позволяет оптимально использовать попутный газ. Фото: Роман Шаленкин, Александр Петров, Стоян Васев, Михаил Мокрушин

Газоэнергетический хаб на Шингинском месторождении позволяет оптимально использовать попутный газ

Газ для Багдада

Крупный проект по утилизации ПНГ «Газпром нефть» реализовала и на своем иракском активе — месторождении Бадра. Установка комплексной подготовки газа мощностью 1,6 млрд м 3 в год заработала здесь в декабре 2017 года.

Это важный объект не только для месторождения с высоким газовым фактором, но и для энергетики Ирака: газ очень востребован на иракских электростанциях, которые сегодня зачастую вынуждены работать на сырой нефти, а это дорого и неэффективно. Товарный газ, подготовленный на УКПГ в Бадре, поставляется по газопроводу на электростанцию Аз-Зубайдия, которая снабжает электроэнергией несколько провинций Ирака, в том числе столицу — Багдад. Газ используется и для собственной электростанции, которая снабжает электроэнергией не только объекты месторождения и жилой комплекс «Газпром нефть Бадра», но и прилегающие населенные пункты.

Кроме сухого товарного газа — метана — здесь производят и сжиженный углеводородный газ (СУГ), который используется в Ираке для бытовых нужд, а также гранулированную серу.

Оренбургский проект

В декабре 2016 года завершилось строительство газопровода для транспортировки газа с Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ) на Оренбургский газоперерабатывающий завод. Пропускная способность новой магистрали — 5,3 млрд м 3 в год. Высокое содержание сероводорода в газе потребовало использовать материалы повышенной коррозионной устойчивости и дополнительные системы для обеспечения безопасности.

На ВУ ОНГКМ также идет строительство компрессорной станции, производительность которой составит 4,8 млрд м 3 в год. Ее ввод позволит в три раза увеличить мощности установки подготовки нефти и газа на месторождении и направить весь добываемый ПНГ на Оренбургский газоперерабатывающий завод. В результате уровень полезного использования ПНГ здесь также превысит 95%.

Газовый ­завод в Бадре — первый проект такого масштаба, реализованный «­Газпром нефтью» за ­рубежом. Фото: Роман Шаленкин, Александр Петров, Стоян Васев, Михаил Мокрушин

Газовый завод в Бадре — первый проект такого масштаба, реализованный «Газпром нефтью» за рубежом

Ноябрьский интегрированный проект

Проект по утилизации ПНГ на Вынгапуровской группе месторождений в Ноябрьском регионе был реализован «Газпром нефтью» в 2012 году совместно с «СИБУРом». Основной задачей «Газпром нефти» стала модернизация системы внешнего транспорта ПНГ с месторождений и строительство вакуумных компрессорных станций. «СИБУР» же создал на базе Вынгапуровской компрессорной станции полноценный газоперерабатывающий завод, существенно повысив мощности объекта по приему ПНГ (с 1,65 до 2,4 млрд м 3 ) и выработке ШФЛУ (более чем в два раза, до 640 тыс. тонн в год). Сухой отбензиненный газ направляется отсюда в магистральный газопровод Уренгой — Челябинск, а также частично используется в качестве топлива для газопоршневой электростанции, которая обеспечивает заводу полную энергетическую автономность.

В конце 2016 года завершилось строительство компрессорной станции на Еты-Пуровском месторождении в ЯНАО. КС обеспечивает транспорт ПНГ с Еты-Пуровского и Валынтойского месторождений на Вынгаяхинскую установку комплексной подготовки газа и далее — в магистральный газопровод Уренгой — Челябинск. Строительство объекта длилось два года. Его проектная производительность — 1,2 млрд м 3 газа в год. Помимо самой КС проект включал строительство установки подготовки газа, электроподстанции, а также газопровода для подключения к газотранспортной системе «Газпром добыча Ноябрьска». Гибкая схема проекта позволяет эффективно перераспределять потоки ПНГ по основным направлениям использования — переработка («СИБУР») и единая система газоснабжения («Газпром»).

Сегодня средний объем утилизации ПНГ на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» достигает 96%.

Новые горизонты

В 2017 году «Газпром нефть» получила лицензию на разработку Тазовского месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе. Месторождение представляет собой нефтяную оторочку с газовой шапкой, а это неизбежно означает большие объемы добычи ПНГ. Запланированная газовая инфраструктура должна будет обеспечить транспорт газа с месторождения на газоперерабатывающие мощности Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения. Ввод инфраструктуры запланирован на конец 2020 года.

Уровень рационального использования ПНГ на месторождениях компании в Ноябрьском регионе достигает 96%. Фото: Роман Шаленкин, Александр Петров, Стоян Васев, Михаил Мокрушин

Уровень рационального использования ПНГ на месторождениях компании в Ноябрьском регионе достигает 96%

Источник

Установка подготовки газа и конденсата с системой сбора и транспорта

Прогнозируемая добыча газа: 128,10. 21,29 млн.ст. м3/год.

Режим работы: непрерывный, 8760 часов в год.

Объем работ: Концептуальный инжиниринг, проектирование.

Поставка УПГК предусматривается в виде блоков, узлов и монтажных заготовок полной заводской готовности. Все технологические блоки размещаются на открытой площадке, эксплуатируются при температуре воздуха от минус 35 до плюс 44°С. УПГК располагается в зоне 2 класса взрывоопасности.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Установка подготовки газа (УПГК) предназначена для подготовки газа группы месторождений до требований СТО Газпром 089-2010 и подготовки (стабилизации) конденсата для вывоза автотранспортом.

Сырьем для УПГК является природный газ, поступающий от скважин трех месторождений. Подготовка газа газоконденсатных месторождений должна осуществляться методом низкотемпературной сепарации (НТС) с целью осушки и очистки газа от механических примесей, отделения конденсата и пластовой воды, для последующей подачи в магистральный газопровод ОАО «Газпром».

В состав основного технологического оборудования УПГК входят следующие блоки заводской готовности:

— блок входных шлейфов

— блок технологического сепаратора-пробкоуловителя (2 ед.)

— блок низкотемпературной сепарации

— блок стабилизации и сепарации конденсата

— блок подготовки топливного газа на собственные нужды

БЛОК ВХОДНЫХ ШЛЕЙФОВ

Блок входных шлейфов предназначен для приёма сырьевого газа со скважин месторождений, редуцирования газа (при необходимости), подачи ингибиторов гидратообразования (метанола) в поток газа каждого шлейфа перед редуцированием, распределения поступающей по шлейфам продукции месторождений по соответствующим блокам для последующей подготовки, сепарации поступающего от месторождений влажного газа от жидкости, улавливания жидкостных пробок и разделения жидкой фазы на конденсат и водо-метанольную смесь.

Источник

В «Газпром автоматизация» разработали технологию управления работой установки подготовки газа

В «Газпром автоматизация» разработали технологию управления работой установки подготовки газа

Предприятие «Газпром автоматизация» спроектировало и испытало комплексные алгоритмы управления работой установки подготовки газа к транспорту КС «Славянская» в рамках проекта «Развитие газотранспортных мощностей ЕСГ Северо-Западного региона, участок Грязовец – КС «Славянская».

Компания разработала стенд и имитационные математические модели работы технологического оборудования установки подготовки газа к транспорту (УПГТ) для проверки работы комплексных алгоритмов управления на специализированном полигоне ПАО «Газпром автоматизация».

Испытания прошли с участием специалистов ООО «Газпром оргэнергогаз», ПАО «ОМЗ» (АО «Гипрокислород»), ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» и Siirtec Nigi S.p.A.

Согласно реузльтатам было потверждено соответствие комплексных алгоритмов предъявляемым требованиям в области надежной и безаварийной работы УПГТ в авторежиме с минимизацией персонала.

Выполненная ПАО «Газпром автоматизация» работа позволит значительно сократить сроки пусконаладочных работ на данном объекте.

Справка:

ПАО «Газпром автоматизация» ‒ компания, успешно работающая 58 лет в отрасли ТЭК. Начав свою производственную деятельность в 1960 году как специальное конструкторское бюро по приборостроению, средствам автоматизации и телемеханизации магистральных газопроводов, сегодня ПАО «Газпром автоматизация» является одной из ключевых компаний в газовой отрасли. Общество последовательно расширяет сферы своей деятельности, успешно работая также на внешних по отношению к ПАО «Газпром» рынках, увеличивая масштабы и географию выполняемых работ.

КС «Славянская» предназначена для подачи газа в морской участок газопровода «Северный поток-2», который и доставит газ в г. Грайфсвальд (Германия) по двум трубам протяженностью 1200 км каждая, проложенным по дну Балтийского моря, в связи с этим к газу предъявляются повышенные требования с точки зрения его влажности. С целью предотвращения процесса гидратообразования в подводном участке газопровода на площадке КС «Славянская» предусматривается строительство Установки подготовки газа к транспорту, предназначенной для очистки и осушки транспортируемого газа.

Пресс-служба МГ ARMTORG по материалам ПАО «Газпром автоматизация»

Источник

Читайте также:  Установка устройств освещения и световой сигнализации
Adblock
detector