Пути интенсификации - процессов промысловой и заводской обработки газа, страница 3

Для доведения качественных показателей газа до требуемого уровня приходится его повторно подвергать обработке. На КС Долина введены   в эксплуатацию установки осушки газа производительностью 35 млрд.м³/год. Проектируется строительство еще двух комплексов по осушке газа на  КС Богорадчен и Орловская.

В настоящее время на УКПГ, введенных в эксплуатацию до 1983 г., точка росы газа до воде и углеводородам устанавливается по техническим условиям. Точка росы газа практически по всем ТУ значительно выше, чем до ОСТ 51.40-Ю. В ТУ на газ Южно-Соленинского ГКМ вместо точки  росы регламентировано отсутствие капельной жидкости в газе в пункта додачи его потребителю. Это является неправильным.

На газораспределительных станциях (ГРС) газ к потребителю подает­ся при давлении 0,6 МПа. В зависимости от температуры при. этом давле -нии газ может в паровой фазе содержать различное количество водяных паров и тяжелые углеводороды. Кроме того, в случае поступления на ГРС жидкой фазы при снижении давления произошло бы ее испарение (частично или полностью). Это положение легко можно объяснить зависимостью  вла-госодержания газа ( д , г/м³) от давления при постоянной температуре. При t = 20°С эти данные приведены ниже.

Р, МПА     0,06     0,1

б, г/м³    3,09      1,90     1,06      0,71    0,56      0,47     0,41     0,38

Предположим, что перед входом в ГРС газ содержит 0,38 г/м³ капе -льной влаги (Р = 5 МПа, t = 20°С), определим влагосодержание газа    в пункте его подачи, т.е. в ГРС, если газ дросселируется до давления 1,0 МПа и охлажадется до температуры 8°С.

Общее количество воды в системе перед ГРС 5^ = 0,4664 + 0,38 = = 0,8494 г/м³; здесь 0,4664 г/м³ - равновесная влагоемкость газа (Р = = 5 МПа,  t  = 20°С).

В пункте подачи к потребителю равновесная влагоемкость газа   сос­тавляет  6 = 0,883 г/м³, т.е. больше чем  ё_}  . Следовательно, газ будет отвечать требованиям ТУ, но не обеспечивает надежную работу газопрово-

да. Аналогичное положение будет иметь место и до углеводородам.

Учитывая изложенное, можно указать на необходимость разработки методических основ выбора точки росы газа при разработке ТУ. При этом должна учитываться и фактическая точка росы газа по воде, и углевод ово­дам.

РезервированиемощностейУКПГ. В настоящее время для установок НТС и абсорбционной осушки строятся резервные нитки.  В зависимости от производительности УКПГ капиталовложений на долю резервной нитки  при­ходится 15-35% от общего. Кроме того, оборудование каждой нитки проек­тируется на производительность, превышающую на 15-20$ ее номинальное значение. В итоге обдай проектный резерв мощностей технологических ни­ток составляет 25-50$.

На практике большинство установок осушки, НТС и стабилизации кон­денсата работают с значительно меньшей мощностью, чем это предусмотре­но по проекту. Например, УСК на Сосногорском ГПЗ с проектной произво -дительностью практически не работала ни один год, пять-шесть лет рабо­тала с производительностью, превышающей проектную на 50!?. Всо осталь -ное время загрузка УСК сырьем составляет менее 50%.

Установление резервных мощностей УКПГ, УСК и т.д. следует   осуще­ствлять с учетом данных проекта разработки месторождений, во взаимо  -связи с ними. При этом в ряде случаев объемы добычи сырья по годам не­обходимо установить таким образом, чтобы обеспечить работу технологи -ческих установок с высокой эффективностью.  (При существующей практике при составлении проектов разработки объем добычи газа устанавливается с учетом характеристики месторождения, а показатели установок обработ­ки газа во внимание не принимаются.)

При взаимоувязке показателей разработки месторождения с работой технологических установок в ряде случаев можно УКПГ, УСК и т.д. пост -роить без резервной нитки.

Следует отметить, что в нефтепереработке более сложные установки и оборудование не имеют резервных мощностей.