Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 59

128

Итак, летом газ невозможно осушить до ТТР = -10 °С, т.к. в наиболее жаркие дни летнего периода температура в абсорбере может достигать +35-И-40 °С. В зимнее время при сильных морозах из-за невозможности эксплуатации АВО на полную мощность, по вышеуказанным технологическим причинам также может иметь место повышенная температура контакта до +25-И-30 °С).

В связи с вышеизложенным, АВО газа данного типа практи­чески невозможно эксплуатировать для охлаждения "сырого" газа на месторождениях Крайнего Севера без значительных отклонений от требуемых параметров осушки газа. Действующие АВО данного типа модернизировать нецелесообразно, т.к. это потребует значи­тельных капвложений.

С другой стороны, трудно отказаться от грандиозных воз­можностей АВО по охлаждению компримированного газа в холод­ный период года, когда окружающая среда предоставляет неогра­ниченные ресурсы холодного воздуха, а технический потенциал существующих АВО типа 2АВГ-75 с площадью теплообменной поверхности около 100 тыс. м² и мощными вентиляторами позволя­ет эффективно его использовать.

Однако главным фактором, накладывающим ограничение на глубину использования потенциала АВО, является проблема гидра-тообразования в трубных пучках, связанная с высокой влажностью охлаждаемого газа. Проблема усугубляется тем, что охлаждение трубного пучка осуществляется неравномерно - т.е. максимальному тешюотбору подвергаются нижние ряды труб и антигидратное ин-гибирование всего объема газа должно осуществляться в расчете на жесткие параметры именно нижнего ряда труб (Р = 5,0 МПа, t = -20 °С, W = 0,35 г/м³). Перерасход ингибитора гидратообразования по дан­ной причине может достигать 350-400 г/тыс, м³. При этом даже ис­пользование промыслового опыта, накопленного специалистами ГМ Медвежье, не спасает положения, поскольку разработанные технологические приемы по обеспечению более равномерного ох­лаждения трубок (рециркуляция воздуха) не спасают положения. Из анализа эксплуатации ДКС-1ст Медвежьего ГМ видно, что там до сих пор проблема не решена кардинально и температура газа, поступающего на УКПГ, в любое время года не бывает ниже +30 °С.

129

При ингибировании ABO газа метанолом в расчете 350-400 г/тыс, м установка осушки газа и установка регенерации ДЭГа окажутся сильно перегруженными по дополнительному сорбируе­мому компоненту, т.к. основная масса метанола в паровой фазе бу­дет абсорбироваться ДЭГом и чрезмерно насыщать его, ухудшая условия для сорбирования паров воды.

При анализе режимов эксплуатации АВО на УКПГ УГКМ выявлено, что в более мягком гидратном режиме они работают на тех УКПГ, где по параметрам сети сбора сырого газа производится ингибирование метанолом кустов и шлейфов. Часть метанола, ис­паряясь в массе газа и попадая в парообразном состоянии на АВО, осуществляет ингибирование трубок и обеспечивает их более дли­тельную работу без закупоривания гидратными массами.

Основные выводы из представленного выше анализа про­гнозных условий подготовки газа на сеноманских УКПГ УГКМ при вводе ДКС 2-очереди состоят в следующем:

в теплый период года на существующем оборудовании не может быть достигнута оптимальная температура контакта "ГАЗ-ДЭГ" +25 °С и не обеспечивается требуемая ОСТ 5140-93 точка ро­сы по влаге -10 °С для товарного газа;

в холодный период года оптимальная для осушки газа темпе­ратура контакта <+18 °С может быть достигнута только при гид-ратном режиме АВО газа;

ингибирование метанолом АВО сырого перед УКПГ крайне нежелатольно из-за высокого расхода метанола и насыщения ДЭГа метанолом;

проектный вариант обустройства УКПГ с ДКС 1-й ступени обречет УКПГ в холодный период года на перманентнтое аварий­ное состояние, связанное с гидратообразованием и разрывом тру­бок АВО;

при ингибировании метанолом сети сбора сырого газа проис­ходит самоингибирование и АВО газа ДКС 1-й ступени.

Технологический процесс двухступенчатой осушки газа