Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции

Компрессорная станция предназначена для приема и компримирования газа, поступающего с низкой ступени сепарации нефти ДНС-2 с УПСВ Киняминского месторождения до давления газа первой ступени сепарации для обеспечения его транспорта на компрессорную станцию Угутского месторождения и далее на Южно-Балыкский ГПЗ. В настоящее время газ низких ступеней ДНС-2 с УПСВ Киняминского месторождения сжигается на факеле низкого давления.

Процесс осуществляется по однопоточной герметизированной схеме. Физико-химическая характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции приводится в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1
Исходные и физические данные

Наименование параметров	значения
Максимальная производительность, млн. н.м3/ год
Температура сжигаемого газа, ⁰С
Давление на приеме КС, МПа (изб)	0,098-0,105
Давление на выходе КС, МПа (изб)	0,7

Таблица 2.2
Физико-химические свойства нефтяного газа

НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ

КОЛИЧЕСТВО

CO2 (диоксид углерода), мол. %	1,38
CH4 (метан), мол. %	19,27
C2H6 (этан), мол. %	11,12
C3H8 (пропан), мол. %	30,83
nC4H10 (норм-бутан), мол. %	14,72
iC4H10 (изо-бутан), мол. %	6,23
nC5H12 (норм-пентан), мол. %	3,94
iC5H12 (изо-пентан), мол. %	2,99
C6H14 (изо-гексан, сумма), мол. %	2,6
N2, мол. %	1,09
Н2О, мол. %	5,83
Плотность газа при 20°С и 101,325 кПа, кг/м3	1,78
Теплотворная способность, ккал/м3 высшая низсшая	11784,2 10738,61

Таблица 2.3
Характеристика масла турбинного ТП-22

Наименование параметра	значение
1. Вязкость кинематическая, мм2/с, при 40 °С	28,8-35,2
2. Индекс вязкости, не менее
3. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,05
4. Стабильность против окисления:
осадок после окисления, %, не более	0,005
кислотное число после окисления, мг КОН на 1 г масла, не более	0,1
5. Зольность, базового, масла, %, не более	0,005
6. Натровая проба подкисленной щелочной вытяжки базового масла, оптическая плотность в кювете 20 мм, не более	0,4
7. Число деэмульсации, мин, не более	3,0
8. Коррозия на стальных стержнях	Отсутствие
9. Цвет на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более	3,0
10. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле,°С, не ниже
11. Температура застывания, °С, не выше	Минус 15
12. Содержание фенола в базовом масле	Отсутствие
13. Содержание механических примесей	Отсутствие
14. Содержание воды	Отсутствие
15. Массовая доля серы в базовом масле, %, не более	0,3
16. Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствие
17. Стабильность против окисления в универсальном приборе:
массовая доля осадка после окисления, %, не более	0,03
кислотное число после окисления, мг КОН на 1 г масла, не более	0,30
18. Коррозионное воздействие на металлы, группа
19. Температура текучести, °С, не выше	Минус 6
20. Плотность при 20 °С, г/см3, не более	-

Таблица 2.4
Характеристика технического азота

Наименование параметра	значение
Концентрация азота, % об. не менее
Точка росы, °С, не выше	минус 50
Требуемое давление, МПа	1,0

Таблица 2.5
Характеристика газового конденсата

Наименование параметра	значение
Углеводороды С5, %	28-31
Углеводороды С6, %, и тяжелее	72-69

3 описание технологического процесса и технологической схемы кс

3.1 Схема технологическая функциональная

Технологическая схема КС-Угут приведена в приложении 1

Газ низких ступеней сепарации с ДНС-2 Киняминского месторождения под давлением 0,098-0,105 МПа (изб.) и температурой 40 °С поступает в приемные сепараторы с центробежными элементами С1.1-1.2, где происходит очистка попутного нефтяного газа от капельной жидкости и механических примесей перед входом газа в компрессорные установки, а также улавливание возможных выбросов нефти.

Для обеспечения пуска компрессоров и возможности регулирования производительности за счет перепуска с нагнетания на прием нагнетательный и приемный газопроводы соединены между собой перемычкой с установкой клапана регулирующего
КР-1.

Далее газ поступает на прием компрессорных агрегатов К1.1-1.4 (три рабочих, один резервный), где сжимается до давления 7,0 кгс/см2 (изб.). От компрессоров газ с температурой 100⁰С поступает в аппараты воздушного охлаждения ВХ1.1-1.2 (один рабочий, один резервный), где охлаждается до 40 °С. После АВО газ поступает в сепараторы С2.1-С2.2.

В сепараторах происходит очистка газа от масляного конденсата. После сепараторов газ проходит через СИКГ, где производится учет газа и подается в газопровод на КС Угутского месторождения.

В аварийной ситуации газ направляется на факел низкого давления ДНС-2.

Сброс с предохранительных клапанов аппаратов С1.1-1.2, С2.1-2.2 и компрессоров осуществляется в емкость продувочную ЕП1.

Конденсат из сепараторов С1.1-1.2, С2.1-2.2 и емкости ЕП1 отводится в емкость сбора конденсата ЕК1, из которой насосом НВД 50/80 откачивается в существующий трубопровод откачки на ДНС-2.

Для хранения свежего масла устанавливается надземная емкость ЕМ1. Масло завозится автоцистернами и закачивается в емкость насосами Н1.1, Н1.2, установленными в блоке. Из емкости ЕМ1 насосом Н1.1, Н1.2 масло подается в маслосистему компрессорных установок.

Отработанное масло из компрессоров отводится в емкость отработанного масла ЕД1. По мере заполнения емкости ЕД1, отработанное масло вывозится передвижными средствами на очистку.

Дата добавления: 2015-12-07