Отрицательным при эксплуатации сепарационных секций было наличие посторонних примесей и песка в пластовом газе. Эти примеси заносили проходные сечения центробежных элементов и сетки, что снижало их эффективность. Причем сетка более чувствительна к заносу примесями, что требует ее периодической чистки.
На заключительной стадии разработки месторождения при вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций поменялся состав пластовой продукции, изменились параметры и усло-
8
вия эксплуатации действующего оборудования, в технологическую схему дополнительно включен узел сепарации перед ДКС.
В изменившихся условиях представляет интерес выполнить оценку нового и существующего сепарационного оборудования перед осушкой газа.
Сепарация пластового газа перед ДКС
Сепарация пластового газа перед ДКС на Ямбургском месторождении осуществляется в сепараторах ГП 1181 производительностью 10 млн. м3/сут и ГП 1300 производительностью 20 млн.м3/сут, оснащенных промывочными секциями. Схема обвязки сепараторов на УКПГ-2 показана на рис. 1.
атмосферу |
Рис. 1. Принципиальная схема обвязки сепаратора С-1
с промывочной секцией:
1 - отбор воды; 2, 3 - отбор промывочной жидкости; 4 - отбор газа (ЦКБН); 5 -г отбор газа (ЦНИПР);
6 - указатель уровня;
Ф - фильтр; Ад - адсорбер; УР - указатель уровня; ПР - устройство перемещения зонда.
Результаты испытаний сепараторов представлены в табл. 1, 2 и показывают высокое качество их работы как по остаточному содержанию жидкости (до 15 мг/м3 при средней величине 3-7 мг/м3), так и снижению солесодержания в уносимой влаге в 50 - 100 раз. Причем замеры, выполненные на УКПГ-2, показали, что накопление жидкости в нижней секции абсорберов осушки не наблюдалось.
Замеры концентрации ДЭГа показали, что в изменившихся условиях эксплуатации при наличии дополнительного узла сепарации изменилось разбавление регенерированного ДЭГа:
на УКПГ-1 разбавление составляло 2-2,5 %, подача ДЭГа составляла 2,3 - 2,8 м3/ч;
на УКПГ-6 разбавление - 1,0-1,8 %, подача ДЭГа составляла 3,0 - 3,6 м3/ч.
Ввод в эксплуатацию ДКС перед УКПГ на Уренгойском месторождении привел (так же, как и на Ямбургском ГКМ) к минимизации попадания пластовой воды и мехпримесей в оборудование осушки газа и регенерации абсорбента. Минерализованная вода и мехпримеси практически полностью улавливаются в узле сепарации [1], выполненном их двух аппаратов - сепаратора ГП 554 и фильтр-сепаратора ГП 835 конструкции ЦКБН. Поэтому на объектах эксплуатации, где введены в действие узлы сепарации совершенной конструкции перед промысловыми ДКС (Уренгой, Ямбург), снята острота проблемы отложения солей на поверхностях нагрева технологического оборудования и поступления мехпримесей с газом. На месторождении Медвежье для повышения эффективности пылеуловителей перед ДКС потребовалась их модернизация с переводом их работы в режим сепарации [2].
В связи с изложенным возникает вопрос о целесообразности дальнейшего снижения уноса жидкости из входных сепараторов. Оценка величины влагосодержания осушенного газа при различных величинах уноса показала, что снижение уноса воды из входных сепараторов с 15 до 2 мг/м3 изменяет влагосодержание на 4 %, что несущественно с учетом установленного на Ямбургском ГКМ диапазона оптимальной подачи ДЭГа на осушку в пределах 2,5-3,2 м3/ч. Поэтому очевидно, что затраты на снижение уноса влаги из входных сепараторов не дадут сколько-нибудь ощутимых результатов, направленных на повышение качества газа.
10
Результаты испытаний сепаратора с промывочной секцией ГП 1181.04.01.000 0 1800 мм
Таблица 1
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.