щенность по всей длине ГТС. Значение этого давления Pmin определяется по уравнению
Pmin = Aj Г (B2-Bi) .
Для иллюстрации пользования уравнением приведем пример расчета. Предположим, что по условиям производства в летний период невозможно осушить газ ниже точки росы минус 12 °С. По ОСТ 51.40-93 требуется осушить газ до точки росы -10 °С при давлении 75 кгс/см2. С помощью уравнения (1) находим, что значение Pmjn составит 62 кгс/см2. Следовательно, как только давление в абсорбере будет снижаться ниже 62 кгс/см2, осушенный газ не будет отвечать требованиям ОСТ.
Выводы
Для обеспечения надежности эксплуатации установок абсорбционной осушки газа необходимо в проекте разработки максимально обеспечить синхронность между снижением давления и объемом добычи газа. Это позволит максимально длительный срок, не вводя КС перед установкой осушки газа, поддержать нормальный гидравлический режим а абсорберах и низкие температуры контакта.
Необходимо усовершенствовать массообменные устройства абсорберов с целью максимального приближения процесса контактирования газа и гликоля к равновесию. Важным резервом в обеспечении глубины осушки газа является также поддержание высокой концентрации и чистоты раствора гликоля. Этого можно добиться совершенствуя систему вакуумирования й очистки циркулирующего гликоля от механических примесей и минеральных солей, в том числе путем периодической дистилляции раствора гликоля от различных примесей.
Нет необходимости осушки газа до точки росы минус 10 и 20°С в летний и зимний периоды года, как это предусмотрена по ОСТ 51.40-93. Эти точки росы не вытекают из режима эксплуатации МГ, даже при их соблюдении, и не исключают образования жидкой фазы в газопроводах.
Целесообразно глубину осушки газа определить остаточным влагосодержанием газа и этот показатель регламентировать в каждом конкретном случае Техническими условиями, определяемыми режимом эксплуатации МГ.
202
Вопросы методологии и новых технологий разработки
________________________ месторождений природного газа____________
ВНИИГАЗ 1998
В.С.Смирнов, А.М.Сиротин (ВНИИГАЗ),
Н.И.Кабанов (РАО "Газпром"), Г.Г.Кучеров,
А.А.Кудрин ("Уренгойгазпром ")
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ
УСТОЙЧИВОЙ ДОБЫЧИ ИЗ ИСТОЩАЮЩИХСЯ
И МАЛОДЕБИТНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО ГКМ
В настоящее время при эксплуатации малодебитных газокон-денсатных и нефтяных скважин Уренгойского ГКМ существуют условия выпадения парафиногидратов в нефтяных и нефтегазовых скважинах, а также газогидратов в малодебитных газоконденсатных скважинах, шлейфах и коллекторах. Это обусловлено низкими приустьевыми температурами потока нефти (0+5 °С), в то время как выпадение парафинов наблюдается при +20 °С на глубине до 800 м от устья. Приустьевые температуры в малодебитных газоконденсатных скважинах (+20..+30 °С) часто не являются достаточными для того, чтобы обеспечить безгидратный транспорт газа по шлейфу (коллектору) до УКПГ. В результате возможно нарушение технологического режима работы скважин вплоть до их полной остановки. В дальнейшем по мере истощения пластовой энергии вероятность этих осложнений будет возрастать. Процесс образования парафиногидратов может быть значительно ослаблен или исключён за счёт сохранения высокой температуры потока в случае применения лифтовых теплоизолированных труб (ЛТТ), которые внедрены и испытаны на скважинах Бованенковского месторождения с целью предупреждения растепления околостволытого пространства в зоне мерзлоты при добыче газа. Применение ЛТТ для нефтяных скважин УГКМ предлагается в "Проекте комплексной разработки нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения", 1990 г.
Для оценки их эффективности в истощающихся скважинах нижнемеловых залежей УГКМ принято, что эти трубы (ЛТТ) должны быть спущены в составе верхней секции лифтовой колонны в экс-
203
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.