Сбор и подготовка к транспорту природных газов, страница 89

Рис. 39. Зависимость эффективности сепарации воды и конденсата от расхода газа (а) и содержания жидкости (б):

1 — вода; 2 — конденсат

шением ее количества эффективность сепарации также умень­шается.

На основании анализа конструкции и опыта эксплуатации сепа­раторов ЦРС установлено, что повышения эффективности их можно достичь при увеличении относительной длины камеры сепа­рации в 2—4 раза, числа «спиралей» потока; улучшении конструк­ции узла отвода жидкости из камеры сепарации [34].

Следует отметить, что газовый конденсат Шатлыкского место­рождения в своем составе имеет высококипящие парафиновые угле­водороды (Ci6-f-Bbicin.). Это обстоятельство, а также использование в качестве антикоррозионного ингибитора кубового остатка (КО) производства синтетических жирных кислот вызывает осложнения работы установки НТС. (В состав КО входят жирные кислоты, содержащие углеводородные группы C₂i—С40 в количестве 40— 80 %. Для закачки в скважины применяют 3 %-ный раствор КО в газовом конденсате).

При обработке газа выделяются твердые парафины и тяжелые соединения ингибитора КО, которые покрывают поверхности труб теплообменников и испарителей. При наличии в системе воды и применяемого ингибитора коррозии КО парафины способствуют образованию эмульсии, что, в свою очередь, затрудняет работу регулирующих приборов и повышает потери конденсата и гликоля.

Для избежания отрицательных последствий наличия парафинов в газе необходимо выбрать такой режим работы, чтобы выделен­ные во всех ступенях сепарации фракции конденсата имели темпе­ратуру застывания на несколько градусов выше температуры в точках выделения и коммуникациях. Это обеспечило бы нормаль­ную работу низкотемпературных узлов установки НТС.

Подача нестабильного конденсата первой ступени сепарации увеличивает выход тяжелых углеводородов в целом по установке НТС. Однако ввиду большой насыщенности целевыми компонен­тами конденсата первой ступени сепарации выход дополнительной продукции не достаточно высок. Поэтому для увеличения его не­обходимо в поток газа подавать продукт, содержащий как можно

148

меньше целевых компонентов, т. е. тех углеводородов, которые требуется извлекать из газа.

Для этой цели А. И. Гриценко был исследован процесс извле­чения из газа тяжелых углеводородов в промысловых условиях вводом в поток газа абсорбента [11]. Опыты проводили на Шебе-линском промысле. В качестве абсорбента использовали продукты переработки конденсата, такие, как реагент флотационный АФ-2, уайт-спирит, стабильный конденсат; фракция конденсата с темпе­ратурой начала кипения 170° С (ФК=170). Результаты исследо­ваний показали, что наибольшими абсорбционными свойствами обладает фракция конденсата ФК=170. Оптимальное расстояние ввода абсорбента в поток газа составляет не менее 35—40. м от сепаратора. Поглощение углеводородов из природного газа проис­ходило в трубе теплообменника на расстоянии 60—70 м от сепара­тора второй ступени.

В табл. 63 приведены основные технологические параметры опытно-промышленной установки при абсорбции в потоке на пункте комплексной обработки газа Шебелинского месторождения.

Т а б л и ц а 63

Сравнение показателей работы установки обработки газа с вводом абсорбента в поток газа и по проектной схеме