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.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.