Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор литературы 13
1.1 Значение углеводородного газа для развития мировой экономики 13
1.2 Состояние газопереработки в России 16
1.3 Современные тенденции в совершенствовании технологии и оборудования ГПЗ 18
Компримирование углеводородных газов 18
Осушка углеводородных газов 29
Абсорбционный метод 30
Адсорбционные методы 37
Мембранные технологии 46
Сверхзвуковые скорости 48
Процессы отбензинивания углеводородных газов 49
Глава 2. Анализ работы и состояние Коробковского ГПЗ в период с 1966 по 2000 гг 57
2.1 Общая характеристика предприятия и проектные технологические схемы 57
2.2 Проведенные работы по оптимизации схем и оборудования завода в период с 1966 по 2000 гг 62
2.3 Изменения производственной структуры завода за период с 1997 по 1999 гг 66
2.4 Загрузка производственных мощностей завода 68
Глава 3. Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья газоперерабатывающего завода продукции (на примере Коробковского ГПЗ) 70
3.1 Обследование состояния основных узлов технологических схем завода и обоснование необходимости их модернизации 70
Компрессорный цех 70
Установка осушки газа 71
Установка масляной абсорбции 77
Пропановая холодильная установка 78
3.2 Разработка программы реконструкции завода 78
3.3 Модернизация оборудования и технологий переработки газа 80
Компрессорный цех 81
Установка осушки газа 87
Установка масляной абсорбции 103
Пропановая холодильная установка 113
Проведение замеров по методике определения динамической емкости адсорбента по парам воды 116
Проведение замеров по методике определения насыпной плотности адсорбента 118
Проведение замеров по методике определения водостойкости адсорбентов 119
Проведение замеров по методике определения механической прочности адсорбентов на истирание 119
Испытания образцов зарубежных цеолитов 121
Сравнение характеристик отечественных синтетических цеолитов с зарубежными аналогами 122
3.4 Основные решения по реконструкции производства завода 130
Обоснование выбора технологической схемы реконструкции 130
Обоснование выбора схем технологических установок для нового завода 139
Компримирование нефтяного газа 139
Осушка нефтяного газа 141
Отбензинивание нефтяного газа 143
Пропановая холодильная установка 147
Установка газофракционирования 149
Установка получения пропеллентов 152
Установка получения ароматических углеводородов 154
3.5 Реконструкция Коробковского ГПЗ по результатам проведннных исследований 158
Компрессорная станция нефтяного газа 159
Установка осушки нефтяного газа 172
Пропановая холодильная установка 173
Установка низкотемпературной конденсации 174
3.6 Результаты реконструкции Коробковского ГПЗ 174
Глава 4. Описание экспериментальных методов, опытных и опытно промышленных испытаний и анализов 176
4.1 Методика определения динамической емкости адсорбента по парам воды 176
4.2 Методика определения насыпной плотности адсорбентов 185
4.3 Методика определения водостойкости адсорбентов 189
4.4 Методика определения механической прочности адсорбента на истирание 192
4.5 Методика промышленных испытаний газосепараторов S-101, S-102, S-103 компрессорной станции Коробковского ГПЗ 196
Выводы к работе 206
Список использованной литературы 208
Приложение 1. Технологические схемы установок Коробковского ГПЗ 218
Приложение 2. Акты внедрения 224
- Компримирование углеводородных газов
- Установка осушки газа
- Компрессорная станция нефтяного газа
- Методика промышленных испытаний газосепараторов S-101, S-102, S-103 компрессорной станции Коробковского ГПЗ
Введение к работе
АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ Одной из актуальных проблем для большинства отечественных газоперерабатывающих заводов является высокая степень износа производственных фондов, низкий уровень развития предприятий, не высокие количественные и качественные показатели работы объектов газопереработки Загрузка большинства старых российских газоперерабатьюающих заводов (ГПЗ) из-за износа основных производственных фондов и сокращения добычи углеводородов составляет за последние годы в среднем 50-60 % от имеющихся мощностей, что приводит к снижению их рентабельности
Наличие в нашей стране значительных запасов углеводородного сырья, в частности, газа позволяет говорить о возможности наращивания его добычи и развития перерабатывающих мощностей за счет строительства новых и модернизации имеющихся заводов с внедрением современных технологий и технических средств
Переход газоперерабатывающих предприятий на современный производственный уровень предполагает внедрение энергосберегающих, экологически чистых технологий и процессов, оборудованных системами комплексной автоматизации и программного контроля
Проблема повышения эффективности и совершенствования технологий газопереработки является актуальной Повышение эффективности действующего производства и направления модернизации на каждом газоперерабатывающем заводе тесно связаны с особенностями его технологических схем и режимов, состоянием оборудования, перспективами сырьевого и рынка сбыта продукции
Повышение эффективности действующего производства и разработка перспективных направлений модернизации газоперерабатывающего завода (на примере Коробковского ГПЗ)
Выявлено влияние диспергирования воды и найдена его оптимальная степень для процесса теплосъема в промышленных аппаратах воздушного охлаждения
Обнаружено присутствие углеводородов и мехпримесей в диэтиленгли-коле, предложена предварительная стадия дегазации и фильтрации ДЭГа, поступающего на обезвоживание
Показана эффективность синтетических цеолитов отечественного производства в сравнении с импортными применительно к углеводородным газам Коробковского ГПЗ, в тч поступающему на завод сырью и пропану-хладагенту собственного производства.
Предложена перспективная технологическая схема завода, обеспечивающая максимальную эффективность переработки сырья с возможностью варьирования нагрузок по количеству и качеству сырья
С использованием данных, полученных в результате экспериментов и опытно-промышленных испытаний, спроектированы и запущены в эксплуатацию узел разгазирования диэтиленгликоля на установке абсорбционной осушки нефтяного газа, узел увлажнения воздуха в аппаратах воздушного охлаждения компрессорного цеха, блок осушки пропана на пропановой холодильной установке, компрессорная станция нефтяного газа, установка цеолитной осушки нефтяного газа.
Произведена заменена десорбера, контактных устройств в абсорбере установки абсорбционной осушки газа, контактных устройств в абсорбере и десорбере установки масляной абсорбции
В результате указанных мероприятий увеличение глубины извлечения углеводородов Сз+выше составило около 3,5 %, количество произведенной из газа продукции увеличено примерно на 10 тыс т/г
Основные результаты представлены двумя докладами на ХХШ Всероссийском межотраслевом совещании «Рациональное использование нефтяного попутного газа» (Краснодар, 2005 г )
ПУБЛИКАЦИИ По материалам диссертации опубликовано 2 статьи, тезисы 2 докладов
ОБЪЕМ РАБОТЫ Диссертация изложена на 230 страницах текста, содержит 74 таблицы, 48 рисунков, 2 приложения и состоит из введения, четырех глав, выводов и списка литературы, насчитывающего 119 ссылок
В первой главе обсуждены опубликованные данные о роли углеводородных газов для развития мировой экономики, состоянии газопереработки в России, современных тенденциях в совершенствовании процессов компримирова-ния, осушки, отбензинивания углеводородных газов
Во второй главе проведен анализ работы и состояние Коробковского ГПЗ в период от его пуска в 1966 г до 2000 г, приведены схемы материальных потоков завода, технологические схемы установок в проектном варианте и с внесенными за годы эксплуатации изменениями, проведен анализ загрузки производственных мощностей завода по годам
В третьей главе рассмотрено совершенствование технологий подготовки и переработки газоперерабатывающего завода и рассмотрены варианты перспективных технологических схем, реализация которых возможна на Короб-ковском ГПЗ
В четвертой главе приведено описание экспериментальных методов, опытных и опытно-промьшшенных испытаний и анализов
Компримирование углеводородных газов
Компримирование углеводородных газов
Компрессорные машины для сжатия газов объемного типа делятся на поршневые и винтовые, к динамическому типу действия относятся центробежные компрессоры. Компрессорные агрегаты различаются по конструкции - стационарные и передвижные, по техническому исполнению -маслозаполненные и безмасляные (сухие), а также по степени сжатия.
Наибольшее распространение на газоперерабатывающих заводах России получили поршневые и центробежные компрессорные агрегаты. С начала 80-х годов при проектировании новых и модернизации существующих компрессорных станций чаще применяются центробежные машины [6].
Основными достоинствами поршневых, и особенно газомоторных компрессоров, являются: высокий КПД, достигающий 0,9 и выше; незначительная зависимость устойчивой работы от колебания производительности и плотности компримируемого газа. К недостаткам поршневых компрессоров относятся: наличие больших возвратно-поступательных движущихся деталей; значительные габариты и вес; пульсацня сжатого газа; ускоренный износ деталей и, как следствие, уменьшающаяся производительность и большие затраты на ремонт поршней, гильз цилиндров, поршневых и компрессионных колец, подшипников, вкладышей коленчатого вала и т.д. [6, 46-47].
Достоинствами винтовых компрессоров, относящихся к ротационному классу объемного типа действия, являются: меньшая энергоемкость по сравнению с поршневыми на производство 1 м3 сжатого газа; система регулирования производительности более совершенна и позволяет дополнительно экономить потребляемую электроэнергию; меньшие затраты на эксплуатацию и ремонты; уровень шума меньше, чем у поршневых компрессоров. К недостаткам винтовых машин относятся: на 20-30 % большая стоимость по сравнению с поршневым компрессором; необходимость замены винтовой пары через 40 тыс. часов наработки, стоимость которой может составлять до 50 % стоимости нового компрессора [47].
Центробежные машины полностью лишены недостатков поршневых и винтовых компрессоров, но их работа в значительной степени зависит от колебания производительности и плотности сжимаемого газа. Поэтому диапазон устойчивой работы центробежных машин определяется видом привода - если применяется электродвигатель, то колебание плотности газа должно быть незначительно. При использовании газовой турбины в качестве привода область использования центробежной машины расширяется. Однако, КПД газовой турбины (около 0,3) ниже, чем у двигателя газомоторного компрессора (около 0,4). КПД многоступенчатых центробежных компрессоров достигает 0,72-0,75 [6].
Турбокомпрессорный агрегат, состоящий из газовой турбины и центробежного многоступенчатого компрессора — сложное инженерное устройство. Несомненным его преимуществом перед другими компримирующими устройствами является компактность и более низкая стоимость, особенно для больших мощностей [48]. Но турбина работает на топливном газе высокого давления, для которого часто требуется дополнительное компрессорное оборудование.
Работа оборудования компрессорной станции с газовой турбиной связана с потреблением заводских энергоресурсов различного вида: азота высокого и низкого давления, теплофикационной и оборотной воды, воздуха КИША, электроэнергии.
Недостатком газовой турбины является длительный вывод на режим после старта в сравнении с газопоршневыми и винтовыми агрегатами. Если газомоторный компрессор через 5-10 мин. после запуска набирает полную мощность, то турбокомпрессору для этого требуется до 30 мин. Причина в том, что газовая турбина не может быстро набрать мощность без потери частоты вращения при резком увеличении нагрузки. КПД газовой турбины значительно снижается при уменьшении нагрузки, т.к. потребление топливного газа остается неизменным и при полной и при частичной нагрузке на турбину. Производительность газотурбинного агрегата снижается при увеличении температуры окружающего воздуха и наличия взвешенных частиц в окружающем воздухе.
Актуальными проблемами промышленных процессов компримирования углеводородных газов являются: нарастание эксплуатационных затрат для поршневых и винтовых компрессоров с целью поддержания их производительности и величины энергопотребления на производство 1 м3 сжатого газа при увеличении наработки моточасов; отсутствие возможности гибкого изменения производительности поршневых агрегатов при колебаниях суточных и сезонных расходов газа; наличие потерь компримированного газа при продувке сепараторов и маслосборников поршневых компрессорных станций; уменьшение вредных выбросов в выхлопных газах двигателей и турбин; снижение уровня шума компрессоров и двигателей; предотвращение разрушения центробежных компрессоров от помпажа; обеспечение эффективной работы межступенчатых и концевых сепараторов компримированного газа для предотвращения капельного уноса влаги с газом.
На примере Коробковского ГПЗ (таблица 1.1) показан типичный пример роста эксплуатационных затрат российского завода, использующего поршневые компрессоры 10 ГКН для сжатия нефтяного газа, пропана и газлифтного газа. При потере компрессорами производительности увеличивается количество одновременно работающих машин для обеспечения проектного приема нефтяного газа на завод, растут затраты на запасные части, смазочное масло, увеличивается количество обслуживающего персонала.
Интенсификация процессов компримирования газа связана с совершенствованием термодинамики процесса сжатия в компрессорных агрегатах; увеличением диапазона регулирования номинальной производительности в т.ч. за счет совершенствования конструкции газовых турбин, увеличением надежности их работы; оптимизацией профилей внутренних газовых трактов компрессоров; применением микропроцессорных систем управления; улучшением качества охлаждающей воды для поршневых компрессоров; увеличением количества разрешенных циклов пуска-остановки агрегатов; совершенствованием систем сухих газодинамических уплотнений центробежных компрессоров; разработкой систем подавления вредных выбросов в атмосферу из выхлопных газов двигателей и турбин; совершенствование систем антипомпажной защиты центробежных компрессоров; разработка сепарирующих элементов различной конструкции, обеспечивающих эффективность предотвращения капельного уноса из газа более 99,5 %.
Низки Ггурббёнь эксплуатационных затрат центробежных компрессоров по сравнению с поршневыми и винтовыми изначально обуславливается тем, что само устройство центробежного компрессора исключает потерю производительности в течение всего срока службы. При этом обязательным условием является наличие эффективной сепарации газа, предотвращающей увеличенный капельный унос жидкости и связанную с этим коррозию металла трубной обвязки. Если сепараторы работают не достаточно эффективно, то коррозионные отложения будут уноситься с газом и откладываться за счет центробежной силы во внутренних полостях компрессора. При этом сечения проточных внутренних частей постепенно уменьшаются и компрессор теряет производительность.
Существует большое количество типов и конструкций сепарационных элементов, применяемых в газопереработке. Современные методы повышения пропускной способности сепараторов и уменьшения их габаритов основаны на применении прямоточного движения двухфазных потоков в зоне сепарации, поскольку в этом случае не существует ограничений на повышение скоростей потоков [49].
Технологическая обвязка центробежных компрессоров исключает наличие системы оборотной охлаждающей воды. Для поршневых компрессоров необходимы отдельные замкнутые системы «горячего цикла» для охлаждения силовой части двигателя и «холодного цикла» для охлаждения компримирующих цилиндров. Для компрессорных станций с центробежными компрессорами требуется незначительный расход масла, отсутствие технологической оснастки по сбору и дренированию смазочного масла. Газ на нагнетательной линии компрессоров прямого сжатия (поршневые или маслонаполненные винтовые) содержит пары масла. Это приводит к его выделению и накоплению в аппаратах установок ГПЗ, расположенных после компрессорного цеха [47].
Установка осушки газа
СыроГ. іїйг из сепаратора C-1/V1 поступает под глухую тарелку контактора K-1/V, где в нижней секции отделяется капельная влага и углеводородный конденсат. Контактор K-1/V оборудован 8-ю колпачковыми тарелками. Навстречу потоку газа в контактор на верхнюю тарелку подается регенерированный ДЭГ. Стекая по тарелкам вниз, ДЭГ извлекает влагу из газа и, насыщаясь, отводится с глухой тарелки на регенерацию. Осушенный газ поступает на установку масляной абсорбции. Насыщенный влагой и углеводородами ДЭГ через клапан регулятор давления направляется в теплообменники T-2/V(l,2), где нагревается обратным потоком регенерированного ДЭГа и поступает в выпарную колонну K-2/V. Выпарная колонна снабжена 16-ю колпачковыми тарелками. Низ колонны сообщается с испарителем И-1/V. Нагрев ДЭГа в испарителе осуществляется за счет циркуляции теплоносителя. В качестве отпарного газа используется отбензиненный газ, который подается в испаритель И-1/V. Отвод отпарного газа и паров воды осуществляется в атмосферу.
Регенерированный ДЭГ с низа выпарной колонны K-2/V поступает в рекуперативные теплообменники T-2/V(2,l), затем в холодильник X-1/V, и охлажденным направляется в емкость E-6/V, откуда насосом H-1/V подается на верхнюю тарелку колонны K-1/V.
Усредненные показатели состава нефтяного газа по летнему и зимнему варианту за 1998-2000 гг. приведены в таблице 3.1.
В качестве абсорбента используется диэтиленгликоль по ГОСТ 10136-92 с физико-химическими свойствами, приведенными в таблице 3.2.
Графики показывают зависимость концентрации насыщенного гликоля и температуры контакта: в летний период, когда температура контакта выше, содержание воды в ДЭГе уменьшается, зимой увеличивается. При температуре контакта в 44 С концентрация насыщенного ДЭГа составляет около 93,4 % масс, когда хс»пшратгура контакта около 38 С, насыщенный гликоль имеет концентрацию около 90,2 % масс. Концентрация регенерированного гликоля в среднем на 3,7 % масс, выше концентрации насыщенного в течение года.
Удельный расход гликоля на установке осушки составляет около 10 кг на 1 кг извлекаемой воды.
При фактической производительности установки по газу в 35 тыс. м /ч , концентрации насыщенного раствора ДЭГа 93 % масс, количестве ДЭГа 800 кг/ч расчетное влагосодержание сырого газа составляет 1,56 г/м , количество воды, поступающей на установку 54,6 кг/ч. Из расчетов следует, что из газа извлекается только 43 кг/ч воды. Остаточное количество воды в осушенном газе составляет 11,6 кг/ч, что соответствует влагосодержанию 0,33 г/м3 или температуре точки росы +10 С при давлении 3,8 МПа.
Температура точки росы осушенного газа зависит от температуры контакта tk и концентрации гликоля аь По графикам зависимости tp=f(tk; щ), приведенным в литературе [86], следует, что:
при tk=33 С и 0.1=91 % масс. tp= -5 С
при tk=38 С и d!=97 % масс. tp= 0 С
Следовательно, снижение точки росы газа по влаге возможно путем увеличения концентрации регенерированного ДЭГа или понижением температуры контакта.
При обследовании установки выявлены отклонения следующих технологических параметров процесса осушки газа:
температура регенерированного ДЭГа при норме 20-45 С фактически составляет 14-16 С. Температура нефтяного газа на 4-6 С выше оптимальной 38 С (рисунок 3.4). Такие показатели отрицательно сказываются на поглощающей способности гликоля из-за тенденции к конденсации углеводородов, пенообразованию и повышению уноса с газом;
концентрация регенерированного ДЭГа вместо 98 % составляет 96 % масс, (рисунок 3.2);
температура точки росы осушенного газа по влаге при норме -5 С по ОСТ 51.40-93 составляет 5-Ю С (при определении расчетным путем);
фактические потери ДЭГа составляют 50-60 г/1000 м при норме 20 г/м ;
фактическая температура низа выпарной колонны (165-169 С) превышает температуру разложения ДЭГа 164,4 С, что приводит к его окислению. При этом образуются органические пероксиды, которые превращаются в муравьиную кислоту и формальдегид, вызывая коррозию аппаратов.
При обследовании технического состояния оборудования выявлены следующие отклонения:
в сепараторах нефтяного газа, установленных перед контактором,
отсутствуют коагуляторы и фильтрующие элементы, что способствует загрязнению ДЭГа механическими примесями, жидкими углеводородами, смазочным маслом;
наличие значительной массы отложений на колпачковых тарелках колонн, в т.ч. в виде продуктов коррозии металла, разрушения конструктивных элементов тарелок и каплеотбойников. При этом установлено, что замена разрушенных элементов и чистка тарелок может быть проведена только при их демонтаже. Известно, что при уменьшении площади проходного сечения отверстий тарелок возрастает скорость газового потока, сопротивление тарелки потоку газа и увеличивается унос жидкости с газом, эффективность работы тарелки снижается [93,112];
отмечено интенсивное вспенивание гликоля, что ухудшает нормальный переток ДЭГа из абсорбера K-1/V в десорбер K-2/V;
установлено наличие мехпримесей в ДЭГе, продуктов коррозии, смолистых веществ, что ухудшает процесс осушки газа, вызывает повышенные потери абсорбента в результате вспенивания раствора. Продукты полимеризации, коррозии и мехпримеси осаждаются на тарелках контактора и выпарной колонны, забивают трубки теплообменников и холодильников, ухудшая теплоотдачу. Установка масляной абсорбции
На установке масляной абсорбции выявлены следующие отклонения режимных параметров: температура абсорбции на 5-Ю С выше проектной, что приводит к снижению отборов целевых компонентов из газа; недостаточная глубина охлаждения продуктов в водяных холодильниках из-за некачественной подготовки оборотной воды; из-за отсутствия регенерации абсорбента его компонентный состав не соответствует проектному, конец кипения достигает 240 С (по проекту 180 С), цвет черный, содержание остатка составляет 5-6 % об.; емкостное, теплообменное, колонное оборудование установки, в результате длительной эксплуатации подверглось коррозии, особенно корпуса колонн, требуется его замена; значительный износ внутренних устройств колонн, отложения продуктов коррозии и разложения абсорбента на полотнах тарелок приводит к снижению эффективности их работы; в абсорбере и АОК отсутствуют сетчатые сепараторы; на этажерке АГФУ вследствие взрыва 1981г. продолжались процессы раскрытия трещин бетона, коррозия арматуры, из-за чего стало невозможным обеспечение несущей способности строительных конструкций при проведении реконструкций на установке; несоответствие нормам и правилам безопасности: отсутствие деления оборудования установок на блоки быстродействующей арматурой, отсутствие систем противоаварийной защиты, несоответствие категории электроснабжения, нахождение помещений с людьми в зонах воздействия взрывной волны до 100 КПа при возможных авариях.
Технологическая схема установки масляной абсорбции по состоянию на 2000 г. приведена на рисунке 1.3 приложения 1.
Компрессорная станция нефтяного газа
Разработка проектных решений по новой компрессорной станции нефтяного газа осуществлялась с применением предложенной технологической схемы процесса компримирования газа (рисунок 3.17). Строительство компрессорной станции на Коробковском ГПЗ началось в июне 2004 г. Пуск в эксплуатацию осуществлен в ноябре 2005 г.
Компрессорная станция имеет производительность 450 млн. м /год, что на 46 млн. м больше прежней КС, и предназначена для повышения давления газа от 0,15 до 3,7 МПа с последующей подачей на установку осушки нефтяного газа..
Компримирование газа осуществляется двумя компрессорными линиями, каждая из которых состоит из центробежных компрессоров низкого и высокого давлений импортного производства с сухими газовыми уплотнениями. В качестве привода компрессоров применяется газовая турбина «Тайфун» двухвальной конструкции фирмы «Сименс» (Великобритания) мощностью 5,0 МВт при скорости вращения турбинного вала 13000 об/мин.
До реконструкции на заводе не применялись центробежные компрессорные агрегаты. Поэтому при проектировании и вводе в эксплуатацию нового объекта применен комплексный подход, состоявший в предварительном детальном изучении специфики технологических условий действующего производства; обследовании технического состояния оборудования и инженерных сетей завода; разработка технических условий для подключения новых технологических линий и точек отглушения существовавших трубопроводов; программную интеграцию АСУ с существующей на заводе системой управления; проведение работ по врезкам отводов в действующие трубопроводы в остановочный период завода 2005 г.; разработке программы комплексного опробования и ввода в эксплуатацию нового оборудования без остановки существовавшей поршневой КС и абсорбционной осушки газа.
В результате такого подхода были проведены предварительные работы в остановочный период 2004 г. по переносу существовавших подземных трубопроводных сетей с территории предполагаемого строительства на внешние эстакады, произведена замена обвязки узла замера отбензиненного газа на трубопроводах «Коробковский ГПЗ - Коробковская Промплощадка» и «Коробковский ГПЗ - Сторожевка».
Автоматизированная система управления компрессорной нефтяного газа представляет собой распределенную систему с использованием промышленных микропроцессорных средств фирмы «Фоксборо», интегрированную с существующей АСУ ТП Коробковского ГПЗ.
В процессе пробной эксплуатации компрессорной станции выяснилось, что происходит постепенная потеря производительности у компрессоров 2-й ступени сжатия. После 1500 ч. работы компрессоры 2-й ступени остановились. Обследование входной полости компрессора без его разборки через уравнительный патрубок с помощью бороскопа показало наличие значительного слоя отложений. Было принято решение о демонтаже картриджей обоих компрессоров высокого давления и их вскрытии. Работы проводились под руководством представителей фирмы-изготовителя компрессорного оборудования. Вскрытие картриджей компрессоров показало наличие большого количества твердых отложений на первых трех рабочих колесах, лабиринтных уплотнениях и проточной части корпуса. Лабиринтные уплотнения полностью потеряли свое функциональное назначение. Удаление отложений стало возможным только в условиях специализированного производства завода «Ротор» (г. Камышин) по ремонту компрессорного оборудования
Поскольку ранее на ремонтном заводе не проводилось обслуживание таких компрессоров, была разработана специализированная программа проведения работ. В ходе работ выполнены лабораторные исследования состава отложений для определения эффективного очистителя отложений. Оказалось, что наиболее эффективным способом станет механическое удаление отложений пескоструйной машиной с использованием стеклянной пыли, которая в отличие от песка не повреждает очищаемые поверхности. Была проведена полная разборка роторов, состоящих из 9-ти рабочих колес, уплотнений, промежуточных втулок. Ввиду того, что ротор собирается с «горячей» посадкой элементов, т.е. с их предварительным нагреванием, то и разобрать его можно только с нагревом. Сборка ротора после очистки производилась с обязательным проведением динамической балансировки каждой пары насаженных с обоих концов на вал колес, втулок, уплотнений.
Высказывалось мнение, что причиной накопления отложений является неудовлетворительная работа оборудования сероочистной установки завода, с выхода которой газ поступает на компрессорную станцию: механические примеси из земных газоносных пластов не улавливаются сепарационным оборудованием и достигают компрессоров или содержание H2S и СО2 в очищенном газе превышает допустимые нормы и вызывает активную коррозию оборудования КС с выносом отложений в рабочие полости компрессоров.
В результате лабораторных анализов отложений с рабочих элементов компрессора было выявлено преимущественное наличие в них соединений железа с небольшим содержанием органических примесей. При этом было установлено, что для сокращения сечения проточной части компрессора и уменьшения его производительности достаточно образования около 500-800 г отложений.
Высказывалось мнение, что происходит активная коррозия металла труб из-за увеличенного содержания капельной влаги и присутствия диоксида углерода в газе. Попадая в компрессор, продукты коррозии оседают в его проточной части за счет центробежной силы на скорости вращения рабочих колес 13000 об/мин.
Для выяснения причин возникновения отложений была разработана программа обследования состояния технологического оборудования компрессорной станции и методика промышленных испытаний газосепараторов. В июне 2006 г. проведено обследование входных, межступенчатых и концевых газосепараторов компрессорной станции. Методика описана в главе 4 и включает определение количества стабильной и нестабильной жидкости в газе с помощью тестового сепаратора, количества механических примесей и стабильной жидкости на аналитическом фильтре аэрозолей.
В ходе промышленных испытаний входного газосепаратора S-101-1 с помощью аналитического фильтра аэрозолей выяснилось, что на входе в компрессорные агрегаты нефтяной газ имеет низкое содержание капельной жидкости и механических примесей: на входе в сепаратор содержание капельной жидкости в газе около 5 мг/м, на выходе около 3 мг/м, концентрация мехпримесеи на входе в сепаратор примерно 1 мг/м3, на выходе примерно 0,2 мг/м . Таким образом, результаты испытаний подтвердили эффективную работу сероочистной установки с блоком водной отмывки газа (таблицы 3.47, 3.48). Следовательно, низкое содержание мехпримесей и капельной влаги в газе с установки аминовой очистки не могло служить источником загрязнения компрессорного оборудования.
Промышленные испытания межступенчатого сепаратора S-102-1 по разработанной методике состояли из замера содержания механических примесей с применением аналитического фильтра аэрозолей и замера содержания капельной жидкости с применением тестового сепаратора. Содержание капельной жидкости в газовом потоке с использованием аналитического фильтра аэрозолей в данном случае применять нецелесообразно по причине интенсивного испарения капельной жидкости при дросселировании отобранного газового потока до атмосферного давления.
Методика промышленных испытаний газосепараторов S-101, S-102, S-103 компрессорной станции Коробковского ГПЗ
Методика предназначена для проведения промышленных испытаний газосепараторов S-101, S-102, S-103 компрессорной станции Коробковского ГПЗ.
Методика основана на отборе части исследуемого потока при сохранении скорости, температуры и давления и последующем её разделении на коалесцирующем материале с измерением количества газа, жидкости и механических примесей. В зависимости от условий измерения, возможен анализ отобранного потока по одному или обоим из следующих способов:
- при помощи аналитического фильтра аэрозолей (далее фильт-элемент или АФА). Исследуемый поток при этом дросселируется до атмосферного давления, разделяется на фильтр-элементе и затем количество стабильной капельной жидкости и механических примесей определяются при атмосферных условиях. Этот метод позволяет определить содержание механических примесей, а также стабильной жидкости в газе и не позволяет определить содержание нестабильной жидкости;
- при помощи тестового сепаратора. При этом разделение исследуемого потока и измерение количества отделенной жидкости происходит без изменения термодинамических условий (при температуре и давлении отобранного потока). В этом варианте определяется и нестабильная составляющая капельной жидкости. Этот метод позволяет определить содержание стабильной и нестабильной жидкости в газе, но не позволяет определить содержание механических примесей.
Цель и условия испытаний
Целью испытаний является определение качественных характеристик работы газосепараторов S-101, S-102, S-103, то есть содержания капельной жидкости и механических примесей в газе на входе и на выходе этих аппаратов.
Условия испытаний:
Настоящая программа распространяется на промышленные, текущие и эксплутационные испытания.
В процессе обследования фиксируются, измеряются и определяются: для обоих методов:
- объемная производительность газосепараторов по газу, нм /ч;
- давление рабочее, МПа (изб.);
- температура рабочая, С;
- объемный расход газа, прошедшего через пробоотборное устройство, нм /ч;
- время экспонирования, с. для АФА:
- масса фильтр-элемента, г;
- массовая концентрация жидкости и механических примесей в газе на входе и выходе газосепаратора, г/нм3;
для тестового сепаратора:
- объем жидкости в сборнике конденсата тестового сепаратора, см ;
- объемная концентрация жидкости в газе на входе и выходе газосепаратора, см /нм ;
Все замеры и отбор проб проводятся на существующем технологическом режиме. Продолжительность одной серии замеров:
- для АФА - 5-6 часов;
- для тестового сепаратора - 1-72 ч. в зависимости от содержания жидкости в газе;
Обследование предусматривает серии замеров в течение 72 ч или более.
Стабильный режим работы компрессорной станции в период обследования обеспечивается обслуживающим персоналом компрессорной станции. ОАО «НИПИгазпереработка» предоставляет переносную исследовательскую аппаратуру, Коробковский ГПЗ предоставляет стационарное лабораторное оборудование на месте проведения обследования:
- аналитические весы второго класса точности;
- счетчик газовый барабанный ГСБ-400 или ГСБ-1600.
Отбор проб производится обслуживающим персоналом завода в присутствии специалистов ОАО «НИПИгазпереработка».
Средства и методы измерений и контроля
Объемная производительность газосепаратора по газу определяется штатным расходомером. Для измерения объемного расхода газа через пробоотборное устройство предусматривается применить комплект из трубки типа Пито и дифференциального манометра ДМЦ-01М. Для измерения расхода газа через пробоотборное устройство, в зависимости от пределов измерения, допускается применять счетчик газовый барабанный ГСБ-400, ГСБ-1600 или ротаметр. Выбрать место для отбора газа.
Рабочее давление измеряется штатным манометром.
Рабочая температура измеряется штатным термометром.
Время экспонирования фиксируется секундомером. Объем жидкости в сборнике конденсата фильтр-пробоотборника измеряется встроенным измерителем уровня или измерительным цилиндром.
Время отбора пробы фиксируется часами с секундной стрелкой.
Массовая концентрация жидкости и механических примесей в газе определяется по методу, описанному ранее.
Подготовка и проведение работ по определению содержания в газе капельной жидкости и механических примесей
При подготовке аппарата к работе выполняются следующие мероприятия:
- проверить наличие и работоспособность средств для измерения параметров;
- установить необходимые дополнительные средства для измерения показателей и отбора проб.
Пробоотборные точки выбрать на прямолинейных участках трубопровода на расстоянии не менее 6 диаметров от поворота или задвижки в доступном для обслуживания месте. При невозможности выполнить это условие, допускается расположение пробоотборных точек на меньших расстояниях при соответствующем снижении точности анализа.
В точке отбора установить пробоотборный зонд. Приемное отверстие зонда расположить по оси трубопровода навстречу потоку.
Определить необходимый расход газа через пробоотборное устройство расчетным путем из условия изокинетичности основного и отобранного через зонд потока.
Способ с применением аналитического фильтра аэрозолей Пробоотборный зонд обвязать по схеме, изображенной на рисунке 4.3. В соответствии со схемой, к пробоотборному зонду (1) через вентиль (2) последовательно подсоединить фильтр-пробоотборник (3) и расходомер (4) с трубкой «Пито» (5) и дифференциальным манометром (6). Фильтр- пробоотборник (3) установить в вертикальной плоскости входным патрубком вверх.
