Введение

Введение

На протяжении последних 20-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Основная часть запасов приурочена к сеноманским отложениям.

Ямбургское месторождение находится в эксплуатации более 10 лет и в настоящее время вступает в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.

Природный газ, извлекаемый из скважин, содержит пары воды, а иногда свободную влагу и мехпримеси, которые могут вызывать трудности при транспортировании газа по трубопроводу, главным образом, его коррозию, образование гидратов или льда, а последние в савокупности с мехпримесями могут образовывать пробки в проходном сечении трубопровода и препятствовать прохождению газа.

С целью устранения этих проблем, для удаления влаги и мехпримесей из природного газа уже более 30 лет применяются установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

УКПГ представляет собой установку, содержащую оборудование по сепарации газового потока от капельной жидкости и механических примесей, по осушке газа от водяных паров и оборудование регенерации осушителя.

Основным аппаратом в установке осушки газа является абсорбер, осушка газа в котором происходит в результате контакта между поднимающимся снизу вверх газом и стекающим с тарелки на тарелку сверху вниз жидким поглотителем влаги (водяных паров) – абсорбентом. В настоящее время в нефтяной и газовой промышленности в качестве абсорбентов широко используют гликоли.

До настоящего времени в газовой промышленности на отечественных установках подготовки газа используют диэтиленгликоль (ДЭГ) вследствие, технической возможности его производства в России с меньшей стоимостью.

В то же время в нефтяной промышленности для осушки попутного газа на газлифтных установках, применяется ТЭГ, вследствие более сложных исходных параметров для проведения процесса осушки.

Кроме того, за рубежом такие фирмы как BSB, Natco, Technip и другие, для осушки газа применяют практически повсеместно ТЭГ.

В настоящее время налажено производство ДЭГ и ТЭГ в России, что позволило сравнить стоимость данных осушителей.

Опыт эксплуатации установок гликолевой осушки газа со всей очевидностью показывает, что для обеспечения их нормальной работы и требуемого ОСТ 51.40 – 93 качества подготовки газа наиболее важным показателем являются потери абсорбента (унос) с осушенным газом.

Для обеспечения нормативной степени осушки газа при снижающемся пластовом давлении сеноманской залежи, на Ямбургском месторождении вводятся вторые очереди дожимных компрессорных станций (ДКС) на входе в установки комплексной подготовки газа (УКПГ),что приводит к повышению температур контакта газ – диэтиленгликоль в массообменных секциях МФА (в летние периоды температура может достигать 30 - 40 °С). Повышенные температуры контакта приводят к повышенному уносу гликоля за счет растворения его в газе.

Единственными возможностями сократить потери гликоля является понижение температуры контакта газ–гликоль и применением в качестве осушителя гликолей другого типа, например, триэтиленгликоля (ТЭГ).

Поскольку поддержание температуры контакта газ – гликоль, как показывает опыт, вызывают определенные трудности, связанные с возможным загидрачиванием нижних трубок аппаратов воздушного охлаждения, наиболее реальным является переход на ТЭГ.