CC BY
19ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА УППГ «САМАНТЕПЕ» Сафаров С.С.1, Огамуродов Ж.Ж.2, Ахмедова О.Б.3
1Сафаров Сарваржон Садриддин угли - студент;
2Огамуродов Жалолиддин Жобирович - студент;
3Ахмедова Озода Бахроновна - ассистент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химических технологий, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в данной статье изучен газоконденсат с установки первичной подготовки газа, месторождения «Самантепе», газоконденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели. Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения, с другой - от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Так, снижение изотермы на установках НТС повышает степень конденсации углеводородов С5, С6, что в свою очередь приводит к увеличению содержания легких фракций в конденсате. Особенно существенно влияние температуры сепарации на фракционный состав конденсата при его незначительном содержании в пластовом газе и высоком содержании высококипящих фракций.
Ключевые слова: газоконденсат, месторождение, пластовое давление, режим, эксплуатация, установка, тяжелый углеводород, изотерма, конденсация, легкая фракция, температура, сепарация, фракционный состав, пластовой газ, высококипящая фракция.
На УППГ поступает газ с месторождения «Самантепе». По данным исследований установлено, что газ месторождения «Самантепе» полностью перелавливает газ с месторождения «Уртабулак» и таким образом на УППГ поступает газ только с месторождения «Самантепе».
Количество работающих скважин месторождения «Самантепе» - 19.
В работе находятся 2 параллельно работающие технологические нитки на новой УППГ а также одна технологическая нитка на старой УППГ.
Таким образом, всего в работе находятся 3 технологические нитки.
На каждой нитке газ проходит двухступенчатую сепарацию.
На момент исследования общий часовой расход составил 310-290 103 m3/h, в том числе 220 103 m3/h - на новой УППГ и 80-90 103 m3/h на старой УППГ.
Режим работы установки следующий:
Давление входа газа Рвх = 57,5 kgf/cm2.
Температура входа газа Твх = 42^43 0С.
Давление выхода газа Рвых = 56 kgf/cm2.
Температура выхода газа Твых = 420С.
Как видно из выше приведённых данных давление и температура газа на входе и выходе установки практически одинаковая [1].
Для определения удельного выхода углеводородного конденсата был произведен двух часовой замер прихода углеводородного конденсата.
При расходе газа, равном 450 103 m3/h отбивается 2,253 m3 у. в. конденсата или
2,253 0,821 =1,85 tone.
Удельный выход при этом составил:
1,85 tone: 0,450 106 = 4,11 g/m3
Рекомендации. В настоящее время температура газа на входе и выходе УППГ сравнительно невысокая и составляет 42,50С. Давление входа равно 57^55 kgf/cm2, выхода (газопровод) 56^54 kgf/cm2.
Для понижения температуры газа (температуры сепарации и, соответственно, увеличения удельного выхода) в зимнее время года достаточно установить аппараты воздушного охлаждения (АВО), которые эффективно действуют в холодное время года и позволяют охладить газ до 18^20°С (безгидратный режим работы) [2].
В летнее же время года, при температуре газа около 42О С, аппараты АВО малоэффективны.
В этом случае, для понижения температуры газа (температуры сепарации), возможно два варианта:
1. Использовать для охлаждения газа водяные холодильники.
2. Поднять входное давление и использовать рекуперативные теплообменники. Как показывают расчёты, если поднять входное давление до 64 kgf/cm2 и
применить рекуперативные теплообменники, то за счет дроссель-эффекта можно достичь температуры сепарации порядка 18^20°С.
В качестве рекуперативных теплообменников можно использовать теплообменники, аналогичные теплообменнику УКПГ «Алан», «Памук», «Зеварда» и т. д.
Список литературы
1. Fahim M.A., Al-Sahhaf T.A., Elkilani A.S. Fundamentals of Petroleum Refining. Great Britain, Elsevier, 2010. P. 492.
2. Havard Devoid. Oil and gas production handbook. An introduction to oil and gas production, transport, refining and petrochemical industry. Oslo, 2013. P. 152.
АВАРИЙНАЯ ОСТАНОВКА БЛОКА ЦЕОЛИТОВОЙ ОЧИСТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА УДП «ШУРТАННЕФТГАЗ» Хусейнов И.И.1, Огамуродов Ж.Ж.2, Ахмедова О.Б.3
'Хусейнов Илхом Ибрагимович - студент;
2Огамуродов Жалолиддин Жобирович - студент;
3Ахмедова Озода Бахроновна - ассистент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химических технологий, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в данной статье изучены причины аварийной остановки блока цеолитовой очистки природного газа на УДП «Шуртаннефтгаз». Аварийная остановка цеолитовой установки в целом или по блокам производится при аварийном положении, в случаях: загазованности рабочих помещений более ПДК, прорыва газа на территории установки или смежных установок из-за разрушения коммуникаций или оборудования, создающего угрозы взрыва, пожара или жизни людей, возникновения пожара или взрыва на установке или на смежных установках, при повышении давления в сосуде выше разрешенного, при неисправности предохранительных клапанов, при обнаружении в основных элементах сосуда трещин, выпуклостей, значительного утончения стен, пропусков или потения сварных швов, течи в заклепочных или болтовых соединениях, разрывы прокладок и т. п.
Ключевые слова: адсорбция, очистка природного газа, регенерация, охлаждение, молекула, структура, минерал, сидерит, фожазит, эрионит, глабазит, морденит, цеолит.
Аварийная остановка цеолитовой установки в целом или по блокам производится при аварийном положении в случаях:
