По мере снижения давления и температуры газа в ПГ происходит конденсация углеводородов и их выделение в жидкую фазу. Наибольшее количество жидкой фазы приходится на конечную точку газопровода 13,5 и 8,5 г/м3 соответственно в первом и во втором режимах (см. табл.2). Как видно из этих цифр, для данного состава пластовой продукции режим эксплуатации ПГ относительно количества образовавшейся в системе жидкой фазы принципиального значения не имеет.
Следует отметить, что жидкая фаза содержит также незначительное количество метанола, гликоля и воды. Наличие метанола и гликоля в жидкой фазе связано с их использованием в системе добычи и сбора в качестве ингибитора гидратообразования и осушителя соответственно.
Предполагается, что высокие скорости газа должны обеспечить вынос жидкой фазы и предотвратить ее накопление в системе. Однако, ввиду сложного профиля подводного газопровода, не исключено наличие так называемых застойных зон в нем. Последнее обстоятель144
ство обусловит периодическое поршневание газопроводов с целью очистки их от жидкой фазы.
Исходя из изложенного, можно сделать первый вывод: совместный транспорт газа и конденсата (двухфазный транспорт) может рассматриваться как альтернативный вариант только при стопроцентном гарантировании возможности очистки подводных газопроводов от жидкой фазы.
Однофазный транспорт. Наибольший интерес представляет выбор параметров работы УКПГ, когда требуется обеспечить эксплуатацию ПГ в сухом режиме (от платформы до ВС не происходит конденсация компонентов газа). В этом случае подготовку газа к транспорту можно вести по схеме, приведенной на рис.2. Эта схема представляет собою разновидность установки низкотемпературной сепарации, адаптированной к условиям Штокмановского ГКМ.
8Х-1 КС-2 вх-2
|
|
|
О-з |
|
КС-1 |
Рис.2. Принципиальная технологическая схема УКПГ при раздельном транспортировании газа и конденсата
1 - пластовая смесь; 2. 6 - водноингибиторный раствор; 3 - товарный газ; 4 - газ выветривания; 5 - нестабильный конденсат
С учетом результатов ранее проведенных исследований и опыта эксплуатации северных газотранспортных систем нами разработан
145
системный подход к обоснованию глубины обработки газа, обеспечивающей эксплуатацию газопроводов в сухом режиме [1-4], Наш подход учитывает режим эксплуатации Ш\ эффективность работы технологического оборудования, состав сырья и применяемого ингибитора гидратообразования.
Рассматриваются два режима транспортирования газа, отличающиеся значением давления и температуры в конце расчетного участка, т.е. перед БС (см. табл.2). Для обоих режимов давления газа в конце ПГ расчетная точка принята 5,5 МПа. Температура газа в расчетной точке составляет минус! 2 °С (первый расчетный режим) и О "С (второй расчетный режим).
Выполнены специальные исследования по определению глубины обработки газа, обеспечивающей его транспортирование без конденсации углеводородов и водяных паров. При этом за основу взяты данные о режимах эксплуатации ПГ, приведенные в табл.2.
Точка росы по углеводородам, обеспечивающая транспортирование газа в однофазном состоянии (пороговая точка росы), зависит от давления в низкотемпературном сепараторе и параметров (Р, t) газа в конце ПГ
Точки росы газа по влаге и углеводородам, обеспечивающие транспортирование его в однофазном состоянии в зависимости от давления в концевой (низкотемпературной) ступени сепарации, характеризуются данными табл.3 и рис.3. Согласно этим данным, если на установке при давлении 7,5 МПа добиться точки росы газа по влаге минус 11 °С, то при подаче газа от платформы до береговых сооружений не произойдет конденсация водяных паров. При более низких давлениях обработки газа потребуется более глубокая его осушка. При совместном транспортировании газа глубина извлечения влаги из него определяется с учетом воды, вносимой в поток с конденсатом.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
