ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Анализ технологии адсорбционной осушки газа из "Особенности работы установок адсорбционной осушки газа на месторождениях Крайнего Севера" Адсорбционные установки применяются для подготовки природного газа сеноманских залежей месторождения Медвежье. Первоначальное пластовое давление газа 11,75 МПа, температура 34-35°С, глубина залегания кровли в сводовой части от 1060 до 1210 м. [c.11] Отбираемые запасы по зонам на разных установках колеблются из-за неравномерности их размещения от 170 до 300 млрд.м для ГП - 6 и ГП - 4 соответственно. Вследствие этого возникает неравномерность нагрузок по обрабатываемому газу на установках. Разность средневзвешенных пластовых давлений особенно выявляется перед началом компрессорного периода эксплуатации, ближе к концу периода постоянной добычи. Необходимость обеспечения отборов по месторождению и значительная разница запасов по зонам привели к различным вариантам перебросок сырого газа по поверхности для выравнивания нагрузок по установкам и обеспечения объемов подготовки газа. Вследствие этого возникли колебания годовой производительности от 5 до 8 млрд.м по разным адсорбционным установкам. [c.11] Фактическая производительность адсорбционных установок в разные годы эксплуатации за редкими исключениями составила от 6 до 8 млрд.м . Это соответствует проектной производительности УКПГ 24000 тыс.м сут в течение 333 дней. Снижение годовых объемов ниже предполагаемых по проекту происходит с 1993 г. В 1994 г. производительность установок составила и в последующие ближайшие годы составит от 4 до 7 млpд.м Фактическая производительность адсорберов в начальный период эксплуатации установок (1973 - 1980 гг.) была близка к проектной (6000 тыс.м /сут или 250 тыс. м /ч), а в настоящее время колеблется по разным установкам и адсорберам от 100 до 220 тыс.м /ч. Текущие параметры адсорберов приведены в табл.6. [c.11] Текущие параметры адсорберов ГП-1 по состоянию на 01.01.1994 г. [c.12] Начиная с 1994 г. до 2000 г. годовая производительность установок постепенно снижается до величин 0,35 - 1,45 млрд.м и составит 30-50 тыс.м /ч в среднем по одному адсорберу. [c.14] Снижение производительности установок с 1994 г. начинается в условиях пониженного давления на входе, изменившихся температур, линейных скоростей, влагонасыЩения исходного газа и т.д. Это безусловно влияет на технологию подготовки газа и на окончание постоянной добычи и начало периода падающей добычи, приводит к осложнениям при подготовке газа, несмотря на снижение отборов и объемов подготовки. [c.14] Неизбежная цикличность работы адсорберов предполагает при переключениях резкий рост или спад динамической нагрузки потока газа на слой адсорбента. Следовательно, схема установки должна предусматривать плавное и упорядоченное переключение запорной арматуры для уменьшения градиента динамических нагрузок и тем более для предотвращения обратных потоков при технологических переключениях. На установках месторождения Медвежье открытие и закрытие шаровых кранов по линии осушки происходит за 4-5 с и поток осушаемого газа резко возрастает. Сразу после увеличения расхода перепад в адсорбере может достигнуть (при значительно разрушенном адсорбенте) 0,8 -1,0 МПа. Это приводит к суммарной нагрузке до 500 т. [c.14] Для предотвращения резких колебаний расхода необходимо иметь медленно работающие запорные органы (50-80 с). Это положительно сказывается не только на работе адсорберов, но и сепа-рационного оборудования, замерных узлов и т.д. [c.14] Расходы газа регенерации и охлаждения по мере снижения давления должны несколько увеличиваться из-за уменьшения разницы теплосодержания между нагретым и холодным газом регенерации. Это необходимо для обеспечения теплового баланса за проектное время регенерации и охлаждения. [c.14] Давление входа на установку в начальный период достигало 10 МПа и постепенно снижалось до 7,5 МПа в 1980 г. и до 3,5-4,0 МПа в настоящее время. К 2010 г. ожидается снижение давления на входе до 0,6-1,5 МПа. [c.14] Прямое влияние давления на динамическую емкость по парам воды силикагеля и других адсорбентов в рабочих диапазонах установок незначительно и недостаточно изучено. Дожимные компрессорные станции увеличивая давление, одновременно значительно увеличивают и температуру газа. Неэффективность ABO, применяемых на установках после ДКС, приводит к тому, что влага в полном объеме попадает в адсорберы. Поздние сроки ввода ДКС, а также малое число ступеней сжатия до УКПГ не позволяют сохранить проектные значения давлений. Даже после вводов ДКС в конечный период постоянной добычи газа установки работают при давлениях ниже проектного режима. [c.15] Общее снижение давления на установке приводит к увеличению перепадов по линии регенерации. [c.15] При проектировании установок первоначально на устье скважин были предусмотрены устьевые подогреватели газа, но при обустройстве от них отказались по причине безгидратного режима работы выкидных линий. [c.15] В процессе эксплуатации адсорбционных (и абсорбционных) установок на месторождении Медвежье температура газа на входе в газовый промысел изменяется незначительно, но постепенно снижается. Если не учитывать колебаний температуры выкидных линий в различные периоды года и способа прокладки выкидных линий (подземный и надземный), величина падения температуры с 1973 г. до 1991 г. составила от 18-20 до 14-16°С. В перспективе до 2010 г. падение температуры возможно в среднем до 8-10°С в связи со снижением давления и расходов по выкидным линиям, но при этом не будет наблюдаться гидратного режима в выкидных линиях по условиям гидратообразования. [c.15] Температура газа на установках подготовки газа после вводов ДКС значительно возросла. При работе одной ступени сжатия температура газа после ДКС достигает до 30-35°С, а при работе двух ступеней сжатия - 40-50°С. [c.15] Снижение температуры (на ABO хорошей конструкции) до гидратного режима без подачи метанола (или другого ингибитора), пЬ-видимому, самый эффективный способ влияния на экономику процессов, длительность работы адсорбента и глубину осушки газа. Снижение температуры ниже гидратного режима практически до 0°С с подачей ингибитора (пусть даже с безвозвратными потерями) видимо тоже экономически целесообразно. [c.16] Газ регенерации отбирается из линии осушенного газа при температуре, равной температуре адсорбции, и сбрасывается до сепаратора при температуре около 50°С. При охлаждении сбрасываемого газа регенерации до 20°С его можно было бы подавать в осушенный газ в начале цикла адсорбции без ущерба для процесса подготовки газа. [c.17] Одним из достаточно серьезных факторов, влияющих на процесс подготовки газа и сохранность адсорбента, является линейная скорость газа в аппаратах. [c.17] При эксплуатации установки в условиях снижения давления и сохранения объемов добычи и подготовки массовые скорости, как показывает опыт и прогнозные расчеты, в конце периода постоянной добычи превышают рекомендуемые параметры до 10%. Это естественно сказывается на сохранности адсорбента. [c.17] Это относится не только к адсорберу, но и ко всем аппаратам и трубопроводам и строго связано со сроками ввода ДКС, а иногда с объемами добычи и подготовки газа при эксплуатации. [c.17] Вернуться к основной статье