ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Особенности работы установок в разные периоды разработки месторождения из "Особенности работы установок адсорбционной осушки газа на месторождениях Крайнего Севера" Разработка месторождений природного газа разделяется на три этапа период нарастающей добычи, период постоянной добычи и период падающей добычи. [c.55] На месторождении Медвежье период нарастающей добычи продолжался с 1972 г. до 1978 г. Прирост годовой добычи осуществлялся за счет ввода новых скважин и новых установок. Работа установок подготовки газа в данный период характерна тем, что сразу после их ввода установки работают в стабильном проектном режиме с постоянными расходами, давлением и температурами. Некоторое колебание расходов происходит из-за разности потребления газа в зимние и летние периоды времени, но давление и температура практически не изменяются и соответствуют проекту. Нагрузка по влаге, линейные скорости в схемах и аппаратах, перепады давлений и другие параметры технологии практически постоянны. [c.55] Период постоянной добычи начинается с 1979 г. и заканчивается в 1994 г., согласно уточненного проекта разработки (вариант 1В). В этот период эксплуатация установок в проектном режиме происходила в среднем до 1983-1994 гг., т.е. до середины периода постоянной добычи. Затем давления на установках начинают постепенно снижаться даже после ввода ДКС. Производительность установок при этом остается на уровне проектной или несколько ниже, но температура вследствие ввода ДКС увеличивается. [c.55] В настоящее время нагрузка по обрабатываемому газу на адсорбционных установках несколько ниже проектной, давление снизилось до величины 4,0-5,0 МПа, а температура в схеме подготовки газа возросла и составляет 20-28°С в среднем за год. [c.55] Конец периода постоянной добычи (1991-1994 гг.) и начало периода падающей добычи (1995-2000 гг.) характеризуется превышением суммарных нагрузок по влаге по сравнению с проектными [3], хотя расходы газа в этот период составляют 75% до 45% от проектного. Это происходит вследствие увеличения влагосодержания на входе в установку при понижении давления. Этот же период характеризуется увеличением перепадов по всем частям схемы осушки (естественно и в адсорбере) и увеличением линейных скоростей. [c.55] Период падающей добычи начинается в 1995 г. и продолжится 15-17 лет. Начало периода падающей добычи отличается так же, как и конец постоянной добычи, повышенной суммарной нагрузкой по влаге, повышением перепадов и линейных скоростей, Необходимый расход газа регенерации (с условием проведения регенерации за проектное время) увеличивается и может составить к 2010 г. 8,8-8,9 тыс.м /ч. Это естественно ведет к значительному увеличению линейных скоростей в линии регенерации и перепадов по схеме [3]. [c.56] По условиям совместимости процессов, при понижении расходов появляется время ожидания (выше проектных режимов) после 2000-2005 гг., появляется также возможность увеличения времени регенерации, а следовательно, сокращения расхода газа регенерации. [c.56] Прогнозные расчеты, выполненные лабораторией подготовки газа Надымского филиала ТюменНИИгипрогаза согласно уточненного проекта разработки по варианту 1В, позволяют сделать следующие выводы [3]. [c.56] В работе [3] приведены расчеты имеющихся перепадов (согласно проекта разработки) и необходимых по линии регенерации для обеспечения расхода. Расчеты показывают, что уже в 1993-1994 гг. циркуляцию газа невозможно было осуществить по принятой схеме регенерации. Необходимо снова применять компрессоры газа регенерации, а в дальнейшем, возможно, применять регенерацию сырым газом (с компрессорами и без компрессоров). Таюке в [3] приведены расчеты совместимости процессов по годам эксплуатации до 2010 г. Влагосодержание газа определялось по входным параметрам газа до ДКС. Коэффициент изменения динамической емкости рассчитывался в зависимости от линейных скоростей и температуры газа при осушке. Расчеты проводились на пять значений динамической емкости 0,19 0,15 0,11 0,09 0,07, на режимах, согласно проекта разработки. В случае совместимости процесса рассчитывалось возможное сокращение расхода газа регенерации (из-за запаса времени) и предполагаемый срок работы адсорбента. В случае несовместимости процесса рассчитывалось необходимое сокращение суточного и среднегодового расхода или увеличение загрузки адсорбера до 19 т и необходимое увеличение расхода газа регенерации. Как альтернативный вариант рассчитывалось необходимое снижение температуры на входе в установку после ДКС. [c.57] Вернуться к основной статье