что такое газоконденсатное месторождение
Газоконденсатное месторождение (ГКМ)
Газоконденсатное месторождение (ГКМ)- это одна или несколько газоконденсатных залежей
Некоторые залежи могут сопровождаться небольшими нефтяными оторочками непромышленного значения.
ГКМ подразделяют на 2 вида:
В многозалежных ГКМ (в верхней части разреза) часто имеются скопления газа, практически не содержащие конденсата.
ГКМ обнаружены в пределах нефтегазоносных бассейнов платформенного типа и складчатых областей.
Для ГКМ Рмк варьирует в диапазоне 5-7,5 МПа, изредка превышает 10 МПа.
Состав пластового газа колеблется в широких пределах.
Редко встречаются ГКМ, в которых жидкие углеводороды растворены в сжатом углекислом газе (75-90 молекулярных %).
Содержание гомологов метана (С2Н6 + высшие) в пластовом газе 4-25 молекулярных %, Н2S 0-30%, N2 0,2-7%, CH12 + высшие (конденсата) 0,4-10 молекулярных %.
В конденсатах многопластовых ГКМ сверху вниз по разрезу обычно снижается содержание метановых и возрастает концентрация ароматических углеводородов.
Для снижения потерь конденсата эксплуатация ГКМ осуществляется с помощью сайклинг-процесса.
Но и в этом случае (из-за несоответствия количества закачиваемого и добываемого газа, неполного охвата пласта процессом вытеснения) полностью предотвратить потери не удается.
В процессе разработки газоконденсатного месторождения изменяется фазовое состояние пластовых смесей.
Вследствие этого состав добываемого газа непрерывно меняется.
Для извлечения конденсата из добываемого газа в промысловых условиях применяют низкотемпературные сепарационные и адсорбционные установки.
Если в газе содержится мало конденсата или запасы его невелики, газоконденсатные месторождения разрабатываются как обычные газовые.
Подавляющее большинство ГКМ мира принадлежит к месторождениям смешанного типа, т. е. наряду с газоконденсатными содержат газовые и нефтяные залежи или оторочки.
Газоконденсатное месторождение (ГКМ)
Газоконденсатное месторождение (ГКМ)- это одна или несколько газоконденсатных залежей
Некоторые залежи могут сопровождаться небольшими нефтяными оторочками непромышленного значения.
ГКМ подразделяют на 2 вида:
В многозалежных ГКМ (в верхней части разреза) часто имеются скопления газа, практически не содержащие конденсата.
ГКМ обнаружены в пределах нефтегазоносных бассейнов платформенного типа и складчатых областей.
Для ГКМ Рмк варьирует в диапазоне 5-7,5 МПа, изредка превышает 10 МПа.
Состав пластового газа колеблется в широких пределах.
Редко встречаются ГКМ, в которых жидкие углеводороды растворены в сжатом углекислом газе (75-90 молекулярных %).
Содержание гомологов метана (С2Н6 + высшие) в пластовом газе 4-25 молекулярных %, Н2S 0-30%, N2 0,2-7%, CH12 + высшие (конденсата) 0,4-10 молекулярных %.
В конденсатах многопластовых ГКМ сверху вниз по разрезу обычно снижается содержание метановых и возрастает концентрация ароматических углеводородов.
Для снижения потерь конденсата эксплуатация ГКМ осуществляется с помощью сайклинг-процесса.
Но и в этом случае (из-за несоответствия количества закачиваемого и добываемого газа, неполного охвата пласта процессом вытеснения) полностью предотвратить потери не удается.
В процессе разработки газоконденсатного месторождения изменяется фазовое состояние пластовых смесей.
Вследствие этого состав добываемого газа непрерывно меняется.
Для извлечения конденсата из добываемого газа в промысловых условиях применяют низкотемпературные сепарационные и адсорбционные установки.
Если в газе содержится мало конденсата или запасы его невелики, газоконденсатные месторождения разрабатываются как обычные газовые.
Подавляющее большинство ГКМ мира принадлежит к месторождениям смешанного типа, т. е. наряду с газоконденсатными содержат газовые и нефтяные залежи или оторочки.
Легко ли добыть нефть. Что такое газовый конденсат и чем он отличается от нефти
Работая в нефтяной отрасли, я столкнулся с таким фактом, что многие, очень многие, а может и большинство, не знает, что такое газовый конденсат.
Даже на профессиональных нефтяных форумах нередко рассматривается эта проблема, ведутся споры, что такое газовый конденсат и чем он отличается от нефти. И тут уж приводят отличия кто во что горазд. Одни говорят, что различия в плотности. Мол если 0,82 г/см3 и легче – это газовый конденсат. Другие делают упор на состав. Если газовый конденсат, то в нем мало АСПО (асфальтосмолистые и парфинистые отложения). Также в ней нет тиофеновой серы и изопреноидов. Третьи делают упор на фракционный состав. Мол если в жидкости более 12,5% предельных алканов С5-С14 (пентан-тетрадекан), то это газовый конденсат. И так далее.
Но самое забавное заключается в том, что между газовым конденсатом и нефтью в стандартных условиях (1 Бар. Давление, 0 градусов по Цельсию) нет. Нефть и газовый конденсат имеют слишком неоднородный состав, и на поверхности, в лаборатории, никто не даст точного ответа, что перед ними – легкая нефть или газовый конденсат.
Так чем же они отличаются – возникает закономерный вопрос. А отличие кроется в самом названии – газовый конденсат. Различия между ними заключается в фазовом состоянии в пластовых условиях. Попытаюсь сейчас пояснить.
Сложная смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов в пласте называется флюидом. Это нефть, газ, пластовая вода и выпавший при определенных условиях газовый конденсат. Флюид представляет многофазную систему, он может быть в виде газа и жидкостей. Как правило, газ растворяется в жидкой фазе. Я уже писал про попутный газ, это именно этот случай.
Но при определенных условиях может произойти обратный процесс – нефть растворяется в газе. Для этого нужны следующие условия:
1. Нефти должно быть меньше, чем газа
2. Температура 90-950 градусов по Цельсию
3. Давление не меньше 20-25 Мпа (200-250 атмосфер)
Такое явление растворения жидкой фазы в газовой называется ретроградным (обратным) испарением).
Когда начинают добычу, то начинается снижение температуры и давления. Это приводит к выпадению растворенной жидкости. Это явление называется ретроградной (обратной) конденсацией и выпавшие жидкие углеводороды – это и есть тот самый газовый конденсат.
Газовый конденсат содержится в газоконденсатных залежах. Например, в нашем Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. Их разработка может вестись разным способом. Первый способ – на истощение. При этом способе разработки пластовое давление быстро снижается и газовый конденсат выпадает в пласт. Его можно считать безвозвратно утерянным.
Но газовый конденсат ценное ископаемое. Он содержит мало АСПО, поэтому из него получают высококачественный бензин, а также он используется химической промышленностью. Поэтому чаще всего такие месторождения разрабатывают с поддержкой пластового давления. Например, от полученного газа отделяют жидкую фазу (отбензинивают), а сухой газ закачивают обратно в пласт для повышения давления выше криконденбара (наибольшее давление, при котором жидкая и газовая фаза находятся в состоянии равновесия).
Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа. Этот показатель может быть от десяти до семьсот кубических сантиметров.
На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.
Сам газовый конденсат представляет собой прозрачную желтоватую жидкость. Но чем с большей глубины добыт конденсат, тем он темнее. Это происходит потому, что в нем начинают растворяться более тяжелые фракции углеводородов, имеющие более темный цвет. Соответственно и увеличивается его плотность.
Итак, различие между нефтью и газовым конденсатом заключается в фазовом состоянии в пластовых условиях. Если там жидкость бьет ключом – то это нефть. Если газ, а жидкость выпадает при снижении давления/температуры в пласте или уже на поверхности – это газовый конденсат.
Наука | Научпоп
6.1K постов 68.6K подписчиков
Правила сообщества
ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.
Основные условия публикации
— Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.
— Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.
— Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.
— Видеоматериалы должны иметь описание.
— Названия должны отражать суть исследования.
— Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.
Не принимаются к публикации
— Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.
— Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.
— Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.
— Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.
— Попытки использовать сообщество для рекламы.
— Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.
— Нарушение правил сайта в целом.
Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.
Вам в Сообщество любителей нефти надо.
Спасибо, очень познавательный пост.
На Ямал СПГ есть газовый конденсат. Состав как я помню в основном был с5-с6
Про «флюид». Fluid = текучая среда(газ/жидкость).
Если я этот текст выучу и ебану наизусть кадровичке, меня возьмут дилехтором?
Но самое забавное заключается в том, что между газовым конденсатом и нефтью в стандартных условиях (1 Бар. Давление, 0 градусов по Цельсию) нет.
Нет чего? И почему температура 0°, а не 15° или 20°.
Дилетантский вопрос: а существует ли способ оживить выпавший в пласт конденсат?
Так чем же они отличаются – возникает закономерный вопрос
Вообще не возникает. По кр.мере у меня )
Оборудование для добычи нефти)
Вобщем это УЭЦН (установка электро центробежного насоса).
Если можно так выразиться,это модульная конструкция,которая позволяет добывать от 16 до 1800 тон жидкости в сутки.(в зависимости от конфигурации,параметров скважины и пожеланий заказчиков).
Сравнительно ШГН (Штанговый Глубинный Насос,та самая «качалка» вдоль дороги,добывает не более 15 тон в сутки.)
Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)
Следом идет патентная заявка от АО Татнефть от 28.02.2019 ( https://i.moscow/patents/RU2713287C1_20200204 ).
Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.
Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.
Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?
Нередко пишут о том, что в образовании «чёрного золота» важнейшую роль сыграли продукты разложения древних обитателей нашей планеты — динозавров. Мы проверили, так ли это.
(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)
Об этом занимательном факте можно прочитать на экономическом портале «Кто в курсе», в учебном курсе для начальных классов «Рыбы, ископаемые и топливо» от Общества инженеров-нефтяников, в повести Виктора Пелевина «Македонская критика французской мысли» и многих других источниках. Распространено подобное мнение и на Западе, где упоминается в образовательных блогах. И в российских, и в зарубежных источниках приводятся свидетельства того, что эта информация долгое время преподавалась в средних школах.
Также в Сети распространён мем:
Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.
Породы эти могут стать основой для нефти в так называемом нефтяном окне — зоне на глубине 1,6–4,6 км с температурой от 60 до 150 °C. В верхней его части температура недостаточно высока, и нефть получается «тяжёлой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.
Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.
❗️ Другое дело — искусственные условия: если для органического вещества создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо.
В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.
Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.
Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.
Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.
1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.
2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.
Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.
Откуда же вообще возникло всеобщее заблуждение «нефть — из динозавров»? Современные исследования говорят о том, что оно могло стать результатом обширной рекламной кампании нефтяной корпорации Sinclair Oil, начавшейся в 1930-е годы в США. Корпорация спонсировала археологические раскопки динозавров, отправляла гигантские модели этих созданий на Всемирные выставки в Чикаго и Нью-Йорке, не говоря о всевозможной символике и сувенирах.
И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.
Как добывают природный газ. Газоконденсатное месторождение.
Расскажу, о том, как добывают газ на примере газоконденсатного месторождения. Возможно, кому-то это будет интересно.
Речь пойдёт о «сыром» газе и его подготовке методом низкотемпературной сепарации.
Существуют и другие методы, подготовки газа, но я не собираюсь писать «диссертацию», просто расскажу про типичный газоконденсатный промысел.
Рассказ будет максимально упрощенным, без излишних технических подробностей («гуру» газодобычи, приношу свои извинения)
Фото в этой записи разных времён года и разных этапов строительства – в строительстве этого промысла я участвовал практически с «нуля»
Всё начинается с газовой скважины.
Будет очень много букв и штук 30 фото
Важный нюанс
-В скважину дозируется метанол или попросту метиловый спирт — для снижения гидратообразования
slovari.yandex.ru/
книги/БСЭ/Гидратообразование/
Для подачи метанола используется насосная и парк хранения метанола.
Без метанола установка просто встанет— все трубопроводы и аппараты, где находится природный газ «забьют» гидратные пробки.
Примерно вот так. Это не снег, а гидраты
Метанол дозируется и в скважины и в сепаратор первой ступени и в сепаратор второй ступени (низкотемпературный)
Ещё одна важная «задача» метанола — «связать» воду.
Все знают, что спирт растворяется в воде, а спиртовой раствор не замерзает при низких температурах, что важно при низкотемпературной сепарации.
Рабочие давления в газовой промышленности высокие, в отличие от «нефтянки», в которой я начинал работать
-Газ идёт под давлением 90…100 кгс/см2 (или 10МПа), соответственно метанол должен иметь ещё более высокое давление.
Метанол дозируют специальные насосы высокого давления.
Периодически скважины прогревают — проще говоря, выдувают гидратные пробки и скопившуюся жидкость
Для этого на каждой кустовой площадке есть специальный факел
Газ с кустов приходит на входную гребёнку.
Проще говоря — трубы с нескольких кустов сходятся в 2 трубы, идущие на установки НТС (Низкотемпературная сепарация)
На каждой линии, идущей с кустов, установлены регуляторы давления и запорная арматура для отключения в случае аварии.
Дальше газ идёт на 2 НТС (установки низкотемпературной сепарации – УНТС 1 и 2)
Газ с кустов газовых скважин на УНТС поступает только в период освоения промысла, когда газовый пласт ещё не разряжен.
Давление на входе в УНТС КРИТИЧЕСКИ ВАЖНО для получения товарного газа!
При давлении ниже определённого порога товарный газ на нашей установке получить невозможно
При снижении пластового давления до критических величин для сжатия газа используется дожимная компрессорная станция, ДКС.
ДКС это 2 входных сепаратора, где от газа отделяется жидкость, которая в дальнейшем идёт на разделитель высокого давления (о нём ниже) и компрессорные блоки.
Компрессорный блок это 20 цилиндровый газопоршневой двигатель Caterpillar G-3520B(20 цилиндров, 86,3 л (5263 дюйма³), 1725 л.с. при 1400 об/мин) и четырёхцилиндровые поршневые компрессора ARIEL. Всё это вместе – компрессорная установка EXTERRAN.
Фото двигателя во время проведения ТО- клапанные крышки сняты
Не углубляясь в излишние подробности – 2 ступени сжатия, на каждой ступени депульсатор для снижения пульсаций давления, скруббер для отделения жидкости и воздушные холодильники для охлаждения газа.
Температура газа также критична, но об этом ниже.
На площадке ДКС также есть воздушные холодильники для охлаждения охлаждающей жидкости двигателя в каждом блоке, дренажные ёмкости и азотные ресивера. Азот применяется для пуска машин пневматическим стартером..
Вид площадки ДКС
После блока эжекторов охлаждённый примерно до минус 30 градусов Цельсия газ идёт на сепаратор 2 ступени, где от газа отделяется оставшийся газовый конденсат и водометанольный раствор. Скажем проще – жидкость из газа фактически «вымораживается»
В низкотемпературном сепараторе 2 отсека для жидкости:
-Конденсатный
-Метанольного раствора
Углубляться в устройство аппарата я не буду, всё разделяется по удельному весу в отдельных отсеках сепаратора, отделённых перегородками:
-Лёгкое сверху
— Тяжёлое снизу.
Уровень в каждом отсеке регулируется отдельным регулятором по сигналы волноводного радарного уровнемера.
На выходе метанольного раствора и газового конденсата установлен массовый Кориолисов расходомер и регулятор.
Само собой, есть различные быстродействующие защиты, защищающие к примеру, от повышения уровня и заброса жидкости в линию товарного газа.
Товарный газ с давлением около 45 кгс/см2 из низкотемпературного сепаратора через уже упомянутый теплообменник Т-101 уходит на внутренний узел учёта и дальше в газопровод
Внутренний узел учёта
Часть газа отбирается от внутреннего узла учёта и через блок подготовки топливного газа, где снижают давление газа до требуемых параметров и дополнительно подогревают идёт на собственные нужды промысла
1. Отопление
2. Подогрев теплоносителя для УДСК
3. На газопоршневую электростанцию, обеспечивающую промысел электроэнергией;
4. Паровую и водогрейную котельную;
5. На дожимную компрессорную станцию – ДКС, для питания газопоршневых ДВС приводящих поршневые
Блок подготовки топливного газа
Газовый конденсат, содержащий в себе растворённые газы, уходит в 2 аппарата, высокого и низкого давления.
в которых от него отделяется растворённый газ и вода, с растворённым метанолом.
В разделитель высокого давления Р-101 поступает жидкость с сепаратора ДКС (дожимной компрессорной станции)
Выделившийся газ из сепаратора высокого давления идёт в низкотемпературный сепаратор С-102 УНТС.
Остаточный газ (газ выветривания) из аппарата (буферной ёмкости БЕР-201) низкого давления идёт на всас эжекторов НТС(уже упомянутых установок низкотемпературной сепарации)
Водометанольный раствор проходит через дегазатор насыщенного метанола, где по результатам анализа часть его возвращается в цикл подачи метанола. Водометанольный раствор с низким содержанием метанола на утилизацию (испаряется на специальном факеле)
На нашей установке нет колонны отгонки метанола, такой уж проект.
Нестабильный газовый конденсат, содержащий растворённый газ, из буферной ёмкости БЕР-201 идёт на УДСК(установка деэтанизации и стабилизации конденсата)
УДСК служит для удаления из нестабильного газового конденсата растворённого газа.
Газовый конденсат проходит теплообменник, где подогревается потоком горячего стабильного конденсата и уходит на питание первой ректификационной колонны К-201, часть конденсата используется в качестве орошения колонны.
В первой колонне, К-201 отделяется этан, и некоторые другие газы которые идут на всас эжектора НТС, горячий конденсат из куба колонны выводится во вторую колонну- колонну пропан-бутана, К-201
Во второй колонне отделяется пропан-бутановая фракция, а стабильный конденсат из куба колонны через уже упомянутый теплообменник выводится на площадку аппаратов воздушного охлаждения.
Принцип работы ректификационной колонны я думаю, объяснять не нужно, все учили химию в школе, а кто-то гнал самогон.
Кому интересны нюансы (ru.wikipedia.org/wiki/
Для тушения возможного пожара в случае разгерметизации продуктовых змеевиков печи используется пар, получаемый в паровой котельной.
Этот же пар служит и для работы паровой завесы, которая срабатывает в случае превышения концентрации горючих газов у печи.
Перекачка теплоносителя через печь и испарители осуществляет насосная перекачки теплоносителя при помощи насосов ГДМ с магнитной муфтой.
Подпор на приёме насосов теплоносителя поддерживается буферной ёмкостью, БЕ-301. Для охлаждения магнитных муфт насосов(при высокой температуре возможно размагничивание муфты) используются насосы антифриза и буферная ёмкость антифриза. Охлаждение антифриза в специальном воздушном холодильнике.
На фото буферная ёмкость теплоносителя, слева воздушный холодильник антифриза, на заднем плане ёмкость антифриза.
Стабильный конденсат, выходящий из куба колонны и прошедший теплообменник, охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения ВХ-201 и 202 и идёт в парк хранения
Пропан бутан, охлаждается в воздушном холодильнике ВХ-201, на площадке аппапатов воздушного охлаждения, сжижается и накапливается в специальной ёмкости(ёмкость рефлюкса).
На фото воздушный холодильник пропан-бутана на заднем плане(большой) и маленькие холодильник охлаждения конденсата
Из ёмкости рефлюкса жидкий пропан-бутан через насосную рефлюкса идёт в парк хранения, а часть пропан-бутана используется в качестве острого орошения в колонне-пропан бутана. Острое орошение стабилизирует температуры вверху колонны и её рабочий режим (УПРОЩЕННО!)
Охлаждённый конденсат идёт в парк, на хранение в резервуары.
Отпускается товарный конденсат в автоцистерны, через посты налива, учитывающие вес отпускаемого продукта и «выписывающие» товарно-транспортные накладные
Пропан бутановая фракция (банальный пропан-бутан, тот самый, который в бытовых баллонах), находящийся в парке хранения, также вывозится автоцистернами
Налив автоцистерн осуществляется при помощи поста налива жидких газов, который также как и посты налива конденсата учитывает вес отпускаемого продукта «выписывает» товарно-транспортные накладные с помощью специального ПО.
На фото поверка поста налива конденсата
Вот вкратце и весь процесс добычи природного газа.
Есть много нераскрытых нюансов, но это я думаю, не особо нужно в формате этого сайта.
Разумеется, есть ещё и водогрейная котельная, азотная станция, крановые узлы и узлы пуска и приёма средств очистки и диагностики (СОД) на газопроводе, коммерческий узел учёта газа, разумеется, объекты инфраструктуры – общежитие, столовая, пожарный пост, производственный корпус с мастерскими и прочее.
Само собой, есть автоматического газового, аэрозольного, порошкового пожаротушения, есть системы охранной и пожарной сигнализации, но описывать всё это долго и думаю, для большинства не особо интересно.
КИПиА и АСУТП импортные процентов на 70. 80
«Метран» это большая часть КИП, но как известно «Метран» это ведь Emerson
Коммерческий узел учёта газа импортный на 80. 90 процентов.
Основное оборудование УКПГ(установки комплексной подготовки газа)
Почти всё Отечесвенное.
Проект установки старый, ещё 70х годов, так что всё давно отработано.
Впрочем, это обширнейшая тема!
Думаю, она понятна будет только специалистам по автоматизации производства
Например, как из-за отказа ПМП взорвался технологический блок.
Да, всё верно!
Сепарол растоворил поплавок!
На фото.
Эхограмма радарного волноводного уровнемера ROSEMOUNT 5301
По ней и настраивают уровнемер.