Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 40

При рабочем давлении в промысловом коллекторе 65 ата ком­прессорный агрегат может реализовать степень сжатия газа £."=1,8*2,2, а полученная степень сжатия на выходе эжектора составляет 2,319, или в среднем на 15% выше, чем у агрегата 10 ГКН.

Следовательно, эжектор совершает работу по производитель­ности, равноценную компрессорному агрегату 10 ГКН.

104


Компрессор 10 ГКН имеет на выходе температуру свыше 100°С. Эжектор на выходе имеет температуру минус 25 - минус 30 °С.

При компримировании требуется охлаждение газа в агрегате воздушного охлаждения с большими энергозатратами. Но АВО обес­печивает снижение температуры газа со 100°С до 45 °С, что не­достаточно для удаления из газа пропанобутановых и частично С5+в. Следовательно, после АВО требуется согласно ОСТ 51.40.83 на поставку газа в газопровод дополнительное охлаждение газа с плюс 45°С до минус 25-30°С. Для этого необходимо построить холодильный цех, а после него сепаратор для разделения кондиционного газа и жидкой фазы. Только при этих условиях газ будет иметь минусовые температуры точки росы по влаге и углеводородам.

Следовательно, приведенные параметры эжектора реализуют низкотемпературную технологию компримирования газа и включа­ющую в себя эквивалентную работу компрессорного агрегата, энер­гоемкий агрегат АВО, холодильный цех с соответствующим сепарационным оборудованием. Эти качественные отличия не требуют никаких эксплуатационных затрат и обеспечивают высокую надеж­ность работы системы за счет замены дросселирования эжектированием.

Приведенный пример реализуется на одной технологической линии (т.л.) производительностью 5000 тыс.м /сут. На Уренгое по­стоянно работают 7 т.л. в течение нескольких лет. Если учесть, что фактический экономический эффект за счет их работы в 1986 г. был подсчитан ВНИИЭГазпромом только от снижения себестоимости в сумме 1324 тыс.руб. на объем утилизации 409 млн.м /год, то становится очевидным, какую прибыль получает ежегодно ПО Урен-гойгазпром от распространения объема более 1 млрд.м /год на по­вышение давления и подготовку газа до кондиции.

Эта технология не требует никаких затрат, так как сводится только к умению распределения и управления скоростями много­миллионных потоков газа высокого давления вместо уничтожения ее при "дросселировании". Работа эжекторов на Уренгое эквивалентна цеху ДКС, минимум 8 машин, АВО и холодильного цеха.

Начало использования эжекторов на Уренгойском месторож­дении было положено в 1980 г., когда они были применены для утилизации газа низкого давления на опытной установке производства дизельного топлива. Тогда в качестве газа высокого давления ис­пользовался газ сеноманского горизонта давлением 90 ата. При этом были использованы эжекторы ЭГ-1, ранее проработавшие на Вук-тыльском месторождении более 10 лет. В результате -их работы в

105


системе коммуникаций УКПГ-1 сеноманского горизонта 300 тыс.м3/сут газа, ранее сжигавшегося на факеле, были реализованы потребителям уже как товарный продукт.

В последующие годы, начиная с 1985 г.,были разработаны и внедрены эжекторы нового поколения ЭГ-9 большой производи­тельности (5-10 млн.м /сут), которые были установлены на байпасах технологических линий НТС параллельно с клапанами фирмы "Кла-ус-юнион" на узлах снижения давления газа высокого давления после теплообменников второй ступени перед низкотемпературным сепа­ратором С-2.

Вначале они были внедрены на УКПГ-2в, а по мере ввода в эксплуатацию - на УКПГ-5в, УКПГ-8в и УКПГЧав.

Низконапорные газы давлением 4-5 ата пока сжигаются на факелах. К ним относятся попутные нефтяные газы УНГДУ ЦПС-1, ЦПС-2, требующие для возврата в основной поток использования многоступенчатой системы эжектирования с большими степенями сжатия, не менее 15-20.