Сбор и подготовка к транспорту природных газов, страница 141

При получении указанных зависимостей в качестве исходных были приняты следующие параметры: температура контакта в аб­сорбере 26 °С; точка росы осушенного газа минус 20 °С; содер­жание ДЭГа в регенерированном и исходном растворах 99 и 97 % соответственно, влагосодержание газа на входе в абсорбер — рав­новесно.

При расчетах показатели установки осушки, работающей при давлении 3,5 МПа, условно приняты за единицу.

Как известно, с повышением давления равновесная влагоем-кость газа уменьшается. Поэтому для получения заданной точки росы газа из него следует извлекать меньше влаги. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению удельного расхода ДЭГа, пода-

228


[чаемого в абсорбер (см. рис. 64, /), и расхода энергии ня регене­рацию насыщенного раствора (см. рис. 64,-2).

Следует отметить, что с понижением давления при одинаковой точке росы газа его равновесная  влагоемкость увеличивается.

Влагосодержанне газа в зависимости от точки росы и давле­ния приведено ниже.

Давление, МПа . ....   8,15        7,14                        6,12                                                                                5,10             4,1

Точка росы, °С:

—20             0,0254     0,0271         0,0291         0,0326     0,0374

—10             0,0502     0,0541         0,0593        0,0666     0,0776

Следовательно, чем ниже давление процесса, тем необходима более глубокая осушка газа. Поскольку значение уноса ДЭГа в газовой фазе обратно пропорционально давлению, то с повы­шением его уменьшаются потери ДЭГа с обработанным газом. Одновременно снижается также унос гликоля в капельном виде. Следовательно, при обработке «тощих» газов целесообразно уста­новить ДКС перед УКПГ.

Необходимо отметить, что такое же решение эффективно при осушке газов с применением адсорбционных процессов, так как дожатие газа позволяет часть влаги выделить из него до его поступления на осушку. Это позволяет увеличить цикл осушки и уменьшить цикл регенерации адсорбента, что оказывает положи­тельное влияние на  технико-экономические  показатели  УКПГ.

Кроме того, размещение ДКС перед УКПГ обеспечивает ее работу при проектной производительности, не прибегая к ее рас­ширению.

Обработка продукции газоконденсатных месторождений. В от­личие от подготовки к транспорту чисто газовых месторождений в этом случае место размещения ДКС (до или после УКПГ) ока­зывает существенное влияние на выход целевой продукции (кон­денсата, сжиженных газов, ШФЛУ и т. д.).

При сохранении проектной производительности УКПГ разме­щение ДКС после нее обусловило бы ее расширение или повы­шение скорости газа в аппаратах, что привело бы как к уносу жидких углеводородов и ингибиторов с газом, так и к увеличе­нию гидравлических потерь на установке.

Вопрос о размещении ДКС в этом случае решается с учетом влияния давления на выход продукции, расходов на расширение мощностей УКПГ, времени, в течение которого производитель­ность УКПГ поддерживается на проектном уровне.

Чаще всего время ввода ДКС соответствует периоду подающей добычи пластовой продукции. При равнозначном снижении дав­ления на входе в УКПГ с уменьшением объема добычи газа ДКС может включаться в схему УКПГ как до, так и после нее.

Это связано с тем, что давление 7,8—8МПа, при котором об­рабатывается газ, не соответствует оптимальному для максималь­ного извлечения тяжелых углевидиридив (Cs+) из газа.

229


При обработке газа с применением абсорбционного процесса 13] оптимальное давление для извлечения   пропана 6—6,5 МПа.

На крупных газоконденсатных месторождениях газ к транс­порту подготавливают с использованием процесса НТС, различные режимы которого рассмотрены ниже.

Во всех вариантах предусматривают обработку газа по схеме НТС с эжектированием газа выветривания конденсата первой сту­пени сепарации и подачи выветренного конденсата той же сту­пени в поток газа перед сепарацией последней ступени, с после­дующим охлаждением смеси до —20 °С. Молярный состав исход­ного газа, %, следующий: