Установка комплексной подготовки газа

Требования, предъявляемые к товарной продукции УКПГ, регламентируются отраслевыми (ОСТ) и государственными (ГОСТ) стандартами. В зависимости от назначения конечного продукта варьируется главный критерий оценки его качества.

Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы, главным показателем качества является точка росы (по влаге и углеводородам). Для холодной климатической зоны точка росы по влаге не должна превышать −20 °С, по углеводородам — не выше −10 °С. Помимо этого ОСТ регламентирует такие потребительские свойства газа, как теплота сгорания и допустимое содержание сернистых соединений.

Для газа, подаваемого местным потребителям для использования в промышленности и коммунальном хозяйстве, нормируются теплота сгорания и число Воббе, а также интенсивность запаха.

При использовании газа в качестве газомоторного топлива для автомобильного транспорта главным показателем качества является расчётное октановое число.

Газовый конденсат, производимый на УКПГ, делится на стабильный и нестабильный. Требования, предъявляемые к различным типам конденсата, варьируются.

Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:

— абсорбционная или адсорбционная сушка;

— низкотемпературная сепарация или абсорбция;

— масляная абсорбция.

На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессы абсорбции или адсорбции.

На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся углеводородов осуществляются путём низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции. Но часто бывает, что одной осушки газа недостаточно для использования, по-этому технологические блоки подготовки газа дополняют следующими функциями.

• очистки газа от капельной влаги и механических примесей;
• подогрева газа до заданной температуры для исключения гидратообразования при редуцировании;
• редуцирования давления газа и поддержание его в заданном диапазоне;
• коммерческого либо технологического учёта расхода газа;
• определения качественных показателей и состава газа;
• перенаправления потоков газа различным потребителям.

В состав УКПГ (БТПГ) входят:

— узел (блок) очистки газа;

Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят фильтры-сепараторы и фильтры коалесцеры.

— узел (блок) подогрева газа;

Обеспечивает подогрев газа до заданной (расчетной) температуры, с учётом компенсации охлаждения при редуцировании давления.

— узел подготовки импульсного газа;

Обеспечивает осушку газа до 99,9 % для использования в импульсных пневмоприводах управляющей арматуры типа ЭПУУ. В состав блока входят фильтры-осушители.

— узел (блок) редуцирования давления газа;

Обеспечивает снижение (редуцирование) давления газа до заданного значения и поддержания его в заданных пределах. В состав блока входят регуляторы давления газа, как правило спаренные, первый основной — второй монитор.

— узел коммерческого либо технологического учёта газа;

Обеспечивает учёт объёма газа подаваемого потребителям с коррекцией по температуре и давлению. В состав блока входят вихревые либо турбинные либо диафрагменные расходомеры.

— узел анализа газа;

Обеспечивает определение качественных показателей и состава газа. В состав блока входят газовый хроматограф и анализатор точки росы.

— узел переключения газа;

Обеспечивает перенаправление потоков газа различным потребителям во время технического обслуживания или ремонта.

На протяжении многих лет велись споры об оптимальной глубине осушки для северных промыслов. В итоге в начале 1970-х годов на основе опыта эксплуатации Пунгинского месторождения и газопровода Игрим — Серов было решено, что точка росы должна быть следующей: зимой до −25 °С, летом — до −15 °С.^[1]

До 1973 года установки такого назначения назывались по-разному. На Пунгинском месторождении — сборный пункт (СП), на Игримском — газосборный пункт (ГСП), на Медвежьем — ГП.^[2] И лишь в 1973 году Мингазпром ввёл единое наименование — установка комплексной подготовки газа (УКПГ).^[3]

Нумерация УКПГ далеко не всегда отражает последовательность их ввода. Так, на Медвежьем месторождении первой в апреле 1972 года была введена УКПГ-2.^[4]

На УКПГ-2 Медвежьего впервые был применён блочный метод монтажа оборудования.^[5] На Уренгойском месторождении строители не успели проложить технические газопроводы летом, поэтому УКПГ-1 этого месторождения стала первой УКПГ с наружными технологическими коммуникациями.^[6]

По мере освоения газовых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа мощность УКПГ постоянно возрастала.

В октябре 1966 года был запущен Пунгинский сборный пункт (до 1973 года — один из вариантов названий УКПГ) производительностью 6 млрд м³ газа в год — крупнейший в СССР.^[7]

20 мая 1972 года на Медвежьем месторождении была запущена установка (ГП-2) производительностью 8,5 млрд м³ газа в год.^[8]

УКПГ Комсомольского месторождения, запущенная в 1993 году, имеет производительность 32 млрд м³ газа в год и стала крупнейшей в России.^[9] Проектировщики института ТюменНИИгипрогаз предложили здесь впервые в истории газовой отрасли использовать одну УКПГ для обработки газа, поступающего со всех трёх куполов (западного, восточного и северного). Предварительная подготовка газа, добываемого на западном и северном куполах, осуществлялась на более простых установках предварительной подготовки газа (УППГ). Межпромысловый транспорт газа по газопроводам обеспечивался за счёт естественного запаса пластовой энергии. Такое решение позволило сэкономить значительные средства.^[10]

1 декабря 2011 года на Ныдинском участке Медвежьего месторождения была запущена УКПГ-Н, отличающаяся от девяти предыдущих тем, что она рассчитана на подготовку методом низкотемпературной сепарации газа и газового конденсата, поступающих из апт-альбских отложений.^[11][12]