Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России (Сборник научных трудов), страница 63

148


6.7 „ 6.6 6,5 -|

S 6,3 -в-

6

5,9 5,8


-32


■ -28

■30                   -28                    -26

Температура. "С


Рис.4. Номограмма для определения влияния уноса жидкой фазы на значения точки росы газа по углеводородам

Используя кривые рис.4, можно определить влияние уноса угле­водородной жидкости из сепаратора концевой низкогемпературнои) "ступени на фактическую точку росы газа по углеводородам и воде. Предположим, что при температуре сепарации -27 °С с газом уносит­ся 0,] г/м3 жидких углеводородов. (Это в 5 раз больше, чем проект­ные показатели концевых сепараторов). С помощью графика нахо­дим, что в этом случае фактическая точка росы газа по углеводородам составила бы на один градус выше изотермы процесса. Это должно быть учтено при определении режима работы установки.

Нами разработаны также рекомендации по компенсации некаче­ственной работы одних технологических ниток за счет работы других ниток с более высокой эффективностью. При значении уноса жидкой фазы 20 г/1000 м3, регламентируемого для сепараторов концевой сту­пени, при изотермах процесса минус 25-30 °С влияние уноса на точку росы газа по углеводородам столь незначительно, что его значением можно пренебречь.

Учитывая изложенное, резерв по точке росы на эксплуатацию сепаратора в нештатном режиме считаем достаточным всего 1 -2 °С.

149


Наряду с указанным для принятия оптимальных решений по обуст­ройству газоконденсатных месторождений принципиальное значение имеет и ряд других факторов, некоторые из которых отмечаются ни­же.

Синхронизация уменьшения объема добычи газа со сниже­нием давления. Установление оптимальных соотношений между объемом добычи газа, падением пластового давления и режимом экс­плуатации установки НТС позволит отдалить сроки ввода входной ДКС. Более того, возможно использование одной из ступеней сжатия ДКС для дожатия газа перед УКПГ.

Выбор оборудования. Снижения металлоемкости установок можно достичь за счет применения трубчатых печей, водяных холо­дильников, пластинчатых теплообменников, турбодетандерных агре­гатов и т.д.

Толщина стен и, следовательно, масса аппаратов не зависят от их месторасположения, а зависят только от материала, давления, тем­пературы, среды (коррозионная активность), срока службы. Отсюда следует, что при проектировании оборудования необходимо отдавать предпочтение выбору материалов с характеристикой, обеспечиваю­щей минимальные значения толщины стенки, к примеру, с большим значением допустимого напряжения в рабочих условиях.

Таким образом, можно отметить, что любые попытки упрощения схемы УКПГ имеют обозначенные границы, так как получение каче­ственных показателей газа и конденсата не может быть достигнуто с использованием меньше минимально необходимого количества тех­нологических приемов оборудования.

Отсюда следует, что общие принципиальные схемы установок комплексной подготовки [аза (УКПГ) мало чем могут отличаться не­зависимо от того, где они расположены - на суше, платформе или под водой. Основным отличием морских УКПГ должно стать их аппара­турное оформление. Сепараторы, тепло- и массообменные аппараты, компрессорные агрегаты и т.д. должны отличаться низкой удельной металлоемкостью, высокой эффективностью, большой единичной мощностью и т.д. При прочих равных условиях эти факторы оказы­вают влияние не только на размеры платформы, но и на удельные эксплуатационные затраты на обработку газа.

150


Литералу pa

1.  Бекиров Т.М., Берго Б.Г. Пересмотреть значение точки росы
газа // Газовая промышленность, 1984. № 10. С.41-42.

2.  Бекиров Т.М., Мурин В.И., Кац Е.Я. Выбор точки росы для
северных газопроводов // Газовая промышленность, 1986. №6. С.34-
35.

3.  Бекиров Т.М., Грипас Л.В., Гусейнов Ч.С, Кац Е.Я. Влияние
степени сепарации на точку росы газа // Нефтепромысловое дело,
1986. №12. М.: ВНИИОЭНГ С.17-21.

4.  Бекиров Т.М., Мурин В.И., Сулейманов В.А. и др. О взаимо­
увязке показателей УКПГ и МГ//Газовая промышленность, 1989.
№10. С.53-55.

5.  Бекиров Т.М., Мурин В.И. Оценка возможности допустимого
содержания жидкой фазы в магистральных газопроводах // Газовая
промышленность, 1995. № 10. С.25-28.

151