Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Определение оптимального режима работы установки регенерации диэтиленгликоля на промысле №1 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения

cool_lady 775 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 31 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 18.03.2021
Бакалаврская работа содержит 105 листов, 16 рисунков, 18 таблиц, 20 источников, 3 приложения. РЕГЕНЕРАЦИЯ ДИЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ, ОПТИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ, ДЕСОРБЕР, ТЕПЛООБМЕННИК Цель работы – определение оптимального режима работы установки регенерации диэтиленгликоля на промысле №1 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Для определения оптимального режима работы установки регенерации диэтиленгликоля был произведён технологический расчёт десорбера. Расчёт десорбера для регенерации раствора ДЭГ с применением отдувочного газа показал, что для получения регенерированного ДЭГа концентрации 99,3 % (масс.) необходимо соблюдение следующих условий: подача отдувочного газа в количестве G_г^'=202,6 кг/ч, температура отдувочного газа tг = 154 °С. При этом давление в десорбере Р = 0,12 МПа. Количество оросительной воды G_0=50,47 кг/ч. Температура воды, подаваемой для орошения верха аппарата t0=30 °С, температура ввода сырья в десорбер t2=127,6 °С. Технологический расчёт теплообменника-испарителя «НДЭГ-водяной пар» показал, что установленный на промысле аппарат соответствует расчётным показателям, характеризующим работу теплообменника. Температура стенки t_ст="163,35 ?" близка к температуре разложения ДЭГ, рекомендуется снизить температуру подаваемого водяного пара для предотвращения разложения гликоля. Аппарат имеет запас поверхности m = 18,93 %, поэтому испаритель может работать при большей нагрузке. Также в выпускной квалификационной работе были рассмотрены мероприятия по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов ООО «Газпром добыча Ямбург», мероприятия по охране окружающей среды и обеспечении производственной безопасности труда персонала.
Введение

По зaпасам углеводородного сырья Ямало-Ненецкий автономный округ является богатейшим регионом не только России, но и мира. Нa его территорию приходятся основные разведанные запaсы и прогнозные ресурсы нашей страны. Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тaзовском полуострове в бассейне реки Пойловояха. По административно-территориальному делению северная территория месторождения является чaстью Тазовского, а южная – Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа. Ямбургское НГКМ одно из ведущих газодобывающих предприятий Российской Федерaции. Поставляя энергоносители кaк российским, так и зарубежным потребителям, компaния вносит значительный вклад в жизнеобеспечение и блaгополучие нашей страны. Промысловая подготовка газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения осуществляется на устaновках комплексной подготовки газа (УКПГ), использующих абсорбционную технологию с применением в качестве aбсорбента диэтиленгликоля (ДЭГа). УКПГ представляет собой установку, содержащую оборудование по сепарации газового потока от капельной жидкости и механических примесей, по осушке газа от водяных паров и оборудование регенерации абсорбента. В нaстоящее время в нефтяной и гaзовой промышленности в качестве абсорбентов широко используют гликоли. Целью данной выпускной квaлификационной рaботы является определение оптимального режима работы установки регенерации ДЭГа. Необходимо провести технологический рaсчёт теплообменника-испaрителя «НДЭГ-водяной пар» и расчёт десорберa для регенерации рaствора ДЭГ с использованием отдувочного газа. Тaкже в выпускной квалификационной рaботе необходимо рaссмотреть комплекс мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов, охране окружающей среды и обеспечении производственной безопасности труда персонaла.
Содержание

СОДЕРЖАНИЕ Список обозначений и сокращений 6 Введение 7 1 Геолого-промысловая характеристика месторождения 8 1.1 Общие сведения о месторождении 8 1.2 Газоносность 11 2 Физико-химическая характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции 13 2.1 Характеристика исходного сырья 13 2.2 Характеристика изготовляемой продукции 14 2.3 Реагенты используемые в производстве 15 3 Конструкция скважин 18 4 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта 20 4.1 Сбор газа 20 4.2 Очистка пластового газа 20 4.3 Осушка и охлаждение 21 5 Установка регенерации диэтиленгликоля 24 6 Общая характеристика процессов регенерации 28 6.1 Ректификационные процессы 28 6.2 Азеотропная регенерация 29 6.3 Регенерация гликоля с применением отпарного газа 32 7 Технологический расчёт регенерации диэтиленгликоля 34 7.1 Расчёт теплообменника-испарителя «НДЭГ-водяной пар» 34 7.2 Технологический расчёт десорбера для регенерации раствора диэтиленгликоля 49 8 Безопасность и экологичность проекта 76 8.1 Основные опасности и вред производственных процессов на предприятии 76 8.2 Мероприятия по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов ООО «Газпром добыча Ямбург» 77 8.2.1 Производственная безопасность 77 8.2.2 Обеспечение взрыво-пожаробезопасности 77 8.2.3 Обеспечение электробезопасности и молниезащиты 79 8.2.4 Обеспечение безопасности от воздействия ядовитых, токсичных веществ 80 8.2.5 Обеспечение безопасности при работе с сосудами, работающими под давлением 82 8.3 Обеспечение экологичности на предприятии 83 8.3.1 Характеристика источников загрязнения атмосферы 83 8.3.2 Охрана водного бассейна 84 8.3.3 Охрана почвы 84 8.4 Обеспечение безопасности труда персонала 86 8.4.1 Обеспечение оптимального освещения 86 8.4.2 Обеспечение защиты от шума и вибрации 86 8.4.3 Применение СИЗ 87 Заключение 88 Список использованных источников 90 Приложение А (обязательное). Перечень иллюстрационно-графического материала ВКР 92 Приложение Б (справочное) 94 Приложение В (справочное) 99
Список литературы

Отрывок из работы

2 Физико-химическая характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции 2.1 Характеристика исходного сырья Исходным сырьём является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Гaз метановый с содержанием влаги до 2,5 г/м3, сероводород отсутствует. Природный газ, поступающий на УКПГ, представляет собой пластовую смесь, в состав которой входят углеводороды, капельная влага (конденсационная и пластовая) и мехпримеси. В зимний период возможно содержaние метанола в паровой фазе и жидкости (10…20 %) [2]. Компонентный состав гaза в соответствии с проектом разработки, % объёмные: СН4 - 97,8...99,0; С2Н6 - 0,0...0,15; С3Н8 - до 0,15; С4Н10 - следы; СО2 - 0,2...0,3; N2 - 0,7...1,7; Не - 0,01...0,02; Аr - 0,01...0,03; Н2 - 0,002...0,04 Состав мехпримесей (% масс.): - окислы железа – 25…30; - кремнезём – 60...70; - глинозём – 5...10; Плотность твердых взвесей – 2…2,5 г/см3. Размер частиц: - в сыром газе до УОГ – до 1500 мкм; - в сыром газе после УОГ – до 150 мкм (из них размером до 20 мкм не более 12%). Параметры газа в начальный период эксплуатации: - среднее пластовое давление – 11,73 МПа; - динамическое давление газа на устье – 10,3 МПа; - температура газа на устье – 13…14 °С. Параметры газа на 2010...2015 гг.: - в зоне ГП-1: – пластовое давление: – 2,88...1,01 МПа (старый фонд скважин); – 2,78...2,29 МПа (кусты 119, 120). – давление газа на устьях: – 2,4...0,74 МПа (старый фонд скважин); – 2,08...1,05 МПа (кусты 119, 120). – давление газа на входе в ЗПА - от 1,1 до 0,4 МПа; – газ от УППГ-8 Харвутинской площади: давление на входе в УКПГ-1 – от 2,5 до 4,2 МПа. 2.2 Характеристика изготовляемой продукции, материалов и реагентов Изготовляемaя продукция – газ, осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливаемый к транспорту в соответствии с требованиями СТО Газпром 089-2010 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам». Представлена в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Технические требовaния и нормы для природного газа холодной климатической зоны 2.3 Реагенты используемые в производстве В качестве реaгентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль (см. таблицы 2.2 и 2.3). Таблица 2.2 – Характеристика метанола Внешний вид – бесцветнaя легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метaнол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения. Диэтиленгликоль по ГОСТ 10136-77. Внешний вид – бесцветная или желтовая жидкость. Таблица 2.3 – Характеристика диэтиленгликоля 3 Конструкция скважин Добыча гaза производится через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты, в одном кусте 48 скважин. Всего 15 кустов. Общее количество скважин – 115, из них: - эксплуатационных – 97; - поглощающих – 2; - наблюдательных – 16; От входного коллектора УППГ-8 подключен трубопровод Ду 500 к шлейфу куста 114. Куст газовых скважин 216 подключен через перемычку Ду 500 к шлейфу от куста 105. Обвязка устьев сквaжин и набор прискважинных сооружений обеспечивают проведение всех необходимых операций по эксплуатации, ремонту и глушению скважин. При вводе скважин в эксплуатацию, после ремонта или длительного простоя выполняется продувка со сжиганием газа на горизонтальных горелочных устройствах кустов. С целью предупреждения гидратообразования в стволах скважин и системе сбора предусмотрена возможность подачи метанола в затрубное пространство и на устья скважин. Промывка и задавка сквaжин при проведении ремонтных и аварийных работ производятся цементировочным агрегатом с использованием задавочного раствора. Схема обвязки эксплуатационной скважины приведенa в Приложении Б.1 (смотреть стр. 94). Для определения оптимального технологического режима работы скважин при выводе их на режим и периодического контроля работы скважин используется установка «Надым-1». Продувка скважин при выводе на режим производится со сжиганием газа на горизонтальной горелке, предусмотренной в обвязке каждого куста. На факельной линии замеряется давление манометром. Установка горизонтальных горелочных устройств на продувочных линиях обеспечивает более качественное сжигание пластового газа при продувках скважин, а также продлевает срок службы амбаров. Проведение операций по задавке и промывке эксплуатационных скважин предусмотрено с использованием цементировочного агрегата и передвижных ёмкостей для чистого и отработанного растворов [2]. ? 4 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта 4.1 Сбор газа Для сбора газа от скважин зоны УКПГ-1 применена, в основном, лучевая схема сбора с использованием труб диаметром 530?13 мм. Схема расположения кустов скважин и шлейфов приведена в Приложении Б.2 (смотреть стр. 95). Сырой природный газ, поступающий на площадку по газопроводам-шлейфам, направляется в ППА. Параллельно шлейфам к каждому кусту скважин предусмотрена прокладка ингибиторопроводов Ду 50. На ДКС в установке очистки газа производится очистка газа от механических примесей и капельной жидкости. Далее газ подаётся на компримирование и охлаждение на вторую очередь ДКС (первую ступень компримирования), после чего на компримирование и охлаждение на первую очередь ДКС (вторую ступень компримирования). Затем через узел подключения ДКС к УКПГ, газ подаётся в цех подготовки газа. 4.2 Очистка пластового газа Установка очистки предназначена для отделения из газа жидкости и мехпримесей перед его дальнейшей подготовкой. На установку очистки газа к сепараторам С-1 поступает сырой газ: - из зоны УКПГ-1 – от ЗПА по двум коллекторам Ду 1000; - от ЭУ-8 Харвутинской площади – от здания замера газа по одному коллектору Ду 700. Из верхней зоны коллекторов Ду 1000 газ поступает к аппаратам установки очистки газа С-1 (ГП 1181.04). Принципиальная технологическая схема представлена в Приложении Б.3 (смотреть стр. 96). Промывочная жидкость подаётся на орошение сепараторов. Для поддержания необходимой концентрации водометанольного раствора подаваемого на орошение сепараторов, с целью предотвращения гидрато- и льдообразования, предусмотрена возможность: - подачи метанола насыщенного в ёмкость насосом; - подачи метанола насыщенного через смеситель в линию подачи орошения к сепараторам С-1 насосами насосной склада метанола УКПГ; Отсепарированная жидкость (водометанольный раствор с содержанием метанола от 0 до 7 %) накапливается в нижней части сепараторов и по уровню регуляторами сбрасывается в разделитель корпуса регенерации ДЭГа и метанола УКПГ. После разделения водометанольный раствор с содержанием метанола до 4 % поступает в ёмкость сбора промстоков для дальнейшей утилизации на горизонтальном факельном устройстве. Стоки от промывки аппаратов направляются в резервуар-отстойник, из которых жидкость откачивается насосом для утилизации на ГФУ, либо, в летний период, собираются в шламосборниках и вывозятся в ёмкость для последующей утилизации на ГФУ. Очищенный газ после УОГ подаётся на компримирование, причём газ из зоны ЭУ-8 в зависимости от рабочего давления может направляться либо непосредственно на установку осушки, либо на компримирование вместе с потоком газа из зоны УКПГ-1. 4.3 Осушка и охлаждение Сырой газ от дожимной компрессорной станции с давлением 3,6…4,8 МПа и температурой 15…30 °С через кран № 8 узла подключения ДКС к УКПГ по коллектору Ду 1000 поступает на установку подготовки газа (УПГ). Для обеспечения необходимого качества подготовки газа и минимально возможного расхода метанола в АВО газа ДКС в зимний период температуру сырого газа перед абсорберами необходимо поддерживать 10…15 °С. Далее сырой газ по трубопроводам Ду 400 поступает в корпус установки подготовки газа. Где, через краны Г 201 – в 9 технологических ниток, состоящих из абсорберов А-1 (проектная конструкция которых, выполненная по чертежу ГП 502.00.000 ДОАО «ЦКБН», а в настоящее время модернизирована по варианту «Зульцер-ЯГД-ВНИИГАЗ») и их арматурных блоков Ар-02. В тупиковых участках коллектора (в местах подключения 1 й и 9-й ниток) установлены перья для продувки коллектора от жидкости со сбросом в сепаратор и затем в линию метанольной воды после клапана-отсекателя К 203. Расход через А-1 зависит от количества работающих ниток и параметров осушаемого газа. Принципиальная технологическая схема представлена в Приложении Б.3 (смотреть стр. 96). Выделившаяся из газа жидкость (смесь метанол-вода) отводится по уровню из кубовой части аппарата через клапан-отсекатель К-203 и поступает в разделитель Р-1а УРМ. При крайнем нижнем уровне жидкости в сепарационной части происходит закрытие клапана-отсекателя. Отсепарированный газ поступает в массообменную секцию абсорбера. В верхнюю часть массообменной секции навстречу потоку газа подаётся регенерированный раствор диэтиленгликоля с концентрацией 99,3 % масс. На контактных поверхностях происходит массообмен встречных потоков осушаемого газа и раствора ДЭГа, при этом газ осушается за счёт абсорбции из него влаги, а ДЭГ насыщается влагой до концентрации 96,0…97,3 %. Насыщенный раствор ДЭГа собирается на полуглухой тарелке массообменной секции абсорбера и через последовательно соединенные фильтр, клапан-отсекатель и клапан-регулятор поступает в Р-1 УРД. Осушенный газ поступает в фильтрующую секцию, где происходит улавливание капель гликоля, уносимого с газом. Из абсорбера газ, осушенный до температуры точки росы минус 20 °С в зимнее время и температуры точки росы минус 10°С в летнее время, проходит по трубопроводу Ду 400 через замерную диафрагму, штуцер-регулятор ШР-14, выходной запорный пневмогидроприводной кран Г203 в коллектор осушенного газа Ду 1000. На УКПГ установлено 24 аппарата воздушного охлаждения газа. В зимнее время охлаждение газа производится путём отбора тепла в теплообменных секциях потоком наружного воздуха, подаваемого вентиляторами. Температура газа регулируется числом включённых теплообменных секций и включённых вентиляторов. Включение и выключение вентиляторов производится по месту или с пульта оператора, управление отсечными и переключающими кранами АВО газа производится по месту. Для охлаждения газа в теплое время года используются АВО и девять блочных турбодетандерных агрегатов, в которых газ охлаждается до необходимой температуры за счёт срабатывания энергии давления на рабочем колесе турбины [2]. ? 5 Установка регенерации диэтиленгликоля ДЭГ с концентрацией 96…98 % масс. с установки подготовки газа поступает на установку регенерации. Регенерация ДЭГа осуществляется путём выпаривания влаги из раствора гликоля при абсолютном давлении 0,025…0,02 МПа (вакуум 0,075…0,08) и температуре 145…164 °С в кубе колонны регенерации К-1. В этих условиях влага выделяется из раствора ДЭГа и переходит в паровую фазу. Регенерированный абсорбент возвращается в цех подготовки на установку осушки газа. Схема установки регенерации ДЭГа приведена в Приложении Б.4 (смотреть стр. 97). Установка регенерации позволяет получить концентрацию регенерированного ДЭГа до 99,3 % масс. при насыщении ДЭГа до 3 %. Регенератор блока регенерации гликоля представляет собой колонный аппарат, производительностью 30 м3/ч. Верхняя часть (диаметр 1600 мм) оснащена регулярной насадкой решетчатого типа с гофрированными элементами. Нижняя часть (диаметр 2000 мм) выполнена со встроенным теплообменником. Верхнюю и нижнюю часть разделяет полуглухая тарелка. Для данной колонны процент насыщения ДЭГ не должен превышать 3. Схема приведена в Приложении Б.5 (смотреть стр. 97). Насыщенный водой и метанолом ДЭГ с концентрацией 96,3…98 % масс. с полуглухой тарелки абсорберов через регулятор уровня по общему сборному коллектору через дроссельную шайбу поступает в блок разделителя Р-1-1, где при избыточном давлении 0,25…0,4 МПа происходит выделение газа, поглощенного гликолем в абсорберах. Выветренный газ через регулятор давления поступает в трубопровод газа собственных нужд на ГГУ и используется для сжигания промстоков. Избыточное давление в Р-1 поддерживается клапаном-регулятором 0,25…0,4 МПа, сигнализация Рmax и Рmin выведены на пульт в операторскую. Для защиты аппарата от превышения давления установлены ППК со сбросом на свечу. Регулирование уровня в Р 1 осуществляется регулятором уровня, сигнализации минимального и максимального уровня выведены на пульт в операторскую УКПГ. Из Р-1-(1,2) насыщенный ДЭГ под избыточным давлением поступает в фильтры Ф 2-(1…4), затем в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника блока регенерации К-1 (1,2), подогревается за счёт тепла горячего регенерированного ДЭГа до 80…110 °С и по выносному трубопроводу поступает на загрузку в массообменную часть колонны К-1. В К-1 гликоль стекает сверху вниз по насадке, контактирует с потоком паров, идущих из-под полуглухой тарелки, за счёт чего отпаривается часть воды, и собирается на полуглухой тарелке. Все регуляторы установлены в арматурном блоке колонны К-1. Насыщенный гликоль с полуглухой тарелки подаётся насосом Н-4 (1…4) через клапан-регулятор КрУ1(К1) уровня полуглухой тарелки К-1 в арматурный блок печи и затем в печь огневого подогрева П-1 (2…5). В печи гликоль проходит последовательно конвективную и радиантную части, где нагревается до 145…164 °С. Нагретый ДЭГ из печей П-1 (2…5) по коллектору Ду 300 возвращается в блок регенерации колонны К-1 (1,2) под полуглухую тарелку. При работе печи П-1 1 ДЭГ поступает в коллектор Ду 200 под давлением 0,05...0,13 МПа. После задвижки на входе в штуцер «А» колонн К 1 давление сбрасывается до давления в колонне (вакуум), при этом образуется парожидкостная смесь, которая поступает под полуглухую тарелку одной из колонн. Топливо для печи – газ собственных нужд от узла редуцирования. Температура гликоля на выходе из печи поддерживается 145…164 °С с помощью клапана КрТ1(П1) в арматурном блоке печи на линии подачи газа на горелку. В кубовой части колонны (между полуглухой тарелкой и теплообменником) происходит отделение паровой фазы от раствора регенерированного гликоля. Пары через полуглухую тарелку поступают в массообменную часть колонны, регенерированный гликоль выводится из колонны через трубное пространство встроенного в куб теплообменника.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 79 страниц
1975 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 49 страниц
1225 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 59 страниц
1475 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg