Сепарация газа после ДКС
С вводом в эксплуатацию ДКС, расположенной до УКПГ, в системе осушки газа и регенерации абсорбента появилось компрессорное масло. Технологическое оборудование, в том числе и нижняя секция МФА, не рассчитаны на отделение масла.
Данные исследований содержания масла в трубопроводе после промысловых ДКС отсутствуют, однако обследования работы оборудования ПХГ и КС МГ позволяют оценить это количество от 1,0 до 6,0 мг/м3 [1]. Такое малое количество компрессорного масла на входе в МФА требует специального подхода к конструированию сепарационных узлов. Они должны включать устройства для коагуляции мелкодисперсного аэрозоля и высокоэффективные сепара-ционные элементы, позволяющие обеспечить требуемое количество остаточного содержания капельного масла в газе. При этом работа сепарационной секции МФА в условиях малого поступления жидкости должна быть специально спроектирована для обеспечения безгидрозатворного отвода жидкости с полотна крепления рабочих сепарационных элементов.
В ЦКБН выполнена проработка конструкции сепаратора-маслоотделителя тонкой очистки газа от компрессорного масла. Аппарат включает в себя коагулятор мелкодисперсного аэрозоля на входе газа; сепарационные элементы в двух вариантах исполнения для испытаний; устройство для безгидрозатворного отвода жидкости с полотна крепления элементов.
В качестве рабочих элементов предполагается использовать один из двух вариантов: фильтрующие патроны новой (по сравнению с применяемыми) модификации; центробежные элементы с осевым завихрителем и дополнительным коагулятором мелкодисперсного аэрозоля перед ним.
Указанные элементы, а также коагулятор аэрозоля и узел безгидрозатворного отвода жидкости, отработаны в стендовых условиях, показали свою работоспособность и могут быть применены при модернизации нижних секций МФА ГП 502; ГП 778.
Для разработки модернизации МФА необходимо уточнить исходные данные на оставшийся период разработки месторождения и обеспечить разработку финансированием.
13
Сепарация газа на головных КС
Осушенный газ сеноманских и валанжинских залежей поступает в межпромысловый коллектор и далее - на головные КС. Вместе с осушенным газом на головные КС поступает жидкость, количество и состав которой имеют сезонную неравномерность. В составе жидкости в межпромысловый коллектор поступает ДЭГ в виде естественного уноса в количестве 10-15 мг/м3. В газе содержится компрессорное масло и может содержаться метанол в паровой фазе. При движении газа до ГКС, ввиду охлаждения газа, паровая фаза конденсируется в жидкую. Кроме того, на головные КС может поступать ДЭГ в достаточно больших разовых объемах (5-6 м3) при пуске компрессорных агрегатов.
Неравномерность поступления жидкости на ГКС можно объяснить наличием на газопроводе зон, где уносимая и сконденсированная жидкость накапливается, а затем она при определенных условиях выносится на ГКС.
Анализ проб жидкости (НТЦ, Уренгойгазпром) после пылеуловителя ГКС (цех № 4 Новоуренгойской КС, 19.10.1998 г.) показал следующий состав жидкости при ее незначительном поступлении: воды - 27 %; ДЭГа- 58,4 %; метанола - 9,3 %; солей и мехпри-месей - 1 %; присутствуют продукты разложения ДЭГа.
После этого же пылеуловителя при большом поступлении жидкости (491 м3/мес, апрель 1998 г.) состав жидкости изменился: воды - 0,04 %; остальное - углеводороды, включая, кроме конденсата, и масло (а в отдельных случаях и парафины).
Таким образом, результаты замеров показывают, что в газе на входе ГКС присутствует в большей степени жидкость, мехпри-меси присутствуют в небольшом количестве. Головные КС оснащены на входе пылеуловителями для улавливания мехпримесей (пыли); эффективность этих аппаратов по жидкости не превышает 75-80 %. Кроме того, накопитель примесей пылеуловителя небольшой (примерно 1,0-1,5 м3), что может быть недостаточно при залповом поступлении жидкости.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.