изменение термобарических параметров не только в шлейфах, но и на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) к транспорту, и, как следствие, увеличение поступления конденсационной воды на УКПГ;
ввод в действие дожимных компрессорных станций, как первой, так и второй очереди, что приводит к проблеме АВО сырого газа или проблеме осушки некомпримированного газа. Кроме того, унос турбинного масла с газом с ДКС сказывается не лучшим образом на подготовке газа к транспорту и последующей транспортировке в магистральном газопроводе.
Опыт решения перечисленных и других проблем ООО "Ям-бурггаздобыча" целесообразно позаимствовать у газодобывающих предприятий, находящихся на завершающей стадии эксплуатации (Медвежье, Уренгойское и др.). Еще полезнее было бы рассмотреть и решить эти вопросы на стадии проектирования разработки месторождений.
Ниже будет рассмотрен каждый из перечисленных факторов, и кратко показано влияние этих факторов на систему регенерации ДЭГа (рис. 2).
ОБОЗНАЧЕНИЯ
К-1 колонна регенерации ВХ-1 воздушный холодильник
П-1 печь,
Е-4, Р-1, Р-2 -емкости,
Н-4, Н-6, Н-8, Н-10 -насосы,
Рис. 2. Принципиальная технологическая схема установки регенерации ДЭГа на сеноманских УКПГ ЯГКМ
18
Обводнение скважины или неправильный режим ее эксплуатации приводит к повышенному поступлению минерализованной пластовой воды на УКПГ. В докомпрессорный период эксплуатации капельная в.лага, поступающая с газом, должна отделяться в сепарационной секции многофункционального аппарата (абсорбера) и далее сбрасываться в промстоки. Однако, нестабильность поступления влаги из шлейфов нередко приводила к залповым выбросам жидкости на УКПГ. Следствием этого был рост минерализации ДЭГа и рост интенсивности коррозионных процессов в системе циркуляции ДЭГа.
Первыми от коррозии (эрозии) пострадали трубчатые вертикально-цилиндрические печи системы регенерации ДЭГа. Следующим (по продолжительности эксплуатации) объектом коррозии явились коллектора в установке регенерации ДЭГа. Наиболее существенно от коррозии пострадали рекуперативные теплообменники, встроенные в десорберы. Учитывая, что эти теплообменники неремонтнопригодны, ООО "Ямбурггаздобыча" стоит перед необходимостью крупных материальных затрат на реновацию системы регенерации вообще и рекуперативного теплообменника в частности. Причем, проблема настолько остра, что промедление в этом вопросе может привести к существенно большим финансовым потерям из-за недопоставки газа заказчикам.
Причина и механизм коррозии являются отдельными темами исследований (в ООО "Ямбурггаздобыча" отсутствует соответствующая служба). Появления солей в системе регенерации ДЭГа может быть следствием явлений, изложенных в работе [1], и/или других причин.
Пуск в эксплуатацию первой очереди ДКС, которые на ЯГКМ установлены до УКПГ, увеличило количество проблем. Если часть залповых поступлений жидкости из шлейфов, расположенных над поверхностью земли, попадает в газоперекачивающие агрегаты (ГПА) ДКС, она отрицательно влияет не только на ГПА, но и на АВО (в результате загидрачивания теплообменных трубок), на увеличение минерализации ДЭГа и рост интенсивности коррозии в системе циркуляции гликоля. Такие явления наблюдаются на ряде УКПГ.
Для уменьшения жидкостных нагрузок на ДКС в 1999 г. на коллекторах входных сепараторов всех УКПГ запущены в эксплуа-
19
тацию специальные емкости для улавливания жидкостных пробок. Нагрузки по жидкости на входные сепараторы ДКС после этого уменьшились, но проблему до конца решить не удалось.
Вопрос о влиянии турбинного масла, которое теряется с газом после ДКС, на работу УКПГ впервые поднят в работе [2]. Более подробно, но далеко не полно, влияние компримирования на качество газа изложено в работе [3].
Согласно технологическому регламенту на эксплуатацию ДКС нормы расхода реагентов предусматривают безвозвратные потери турбинного масла марки ТП-22с, используемого для уплотнений нагнетателей турбокомпрессоров, до 9 т в год.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.