Модернизация аппаратов осушки газа на Уренгойском месторождении

Для обеспечения нормальной работы оборудования по осушке газа в де­кабре 1986 г. было определено основное требование — обеспечение номи­нальной производительности многофункциональных аппаратов с мини­мальными потерями ДЭГа и максимальным межревизионным периодом в условиях падения давления в аппаратах до 3,4 МПа в связи с тем, что пер­вая очередь дожимной компрессорной станции (ДКС-2) на промыслах Уренгойского месторождения планировалась размещаться за УКПГ после системы осушки газа.

В связи с этим возникла необходимость модернизации аппаратов осушки газа. Модернизация проводилась совместно с научно-иссле­довательскими и опытно-конструкторскими организациями, в основном с Центральным конструкторским бюро нефтяного и химического машино­строения (ЦКБН) и ТюменНИИГипрогазом (ТНГГ) по всем трем направле­ниям совершенствования их конструкции: нижней сепарационной части, средней массообменной части и верхней фильтрационной части аппаратов.

Нижняя сепарационная секция абсорберов МФА. Нижняя сепараци-онная секция в МФА УКПГ сеноманской залежи представлена двумя кон­струкциями:

• штатная — на базе элементов ГПР-202 диаметром 60 мм;

• модернизированная по варианту ЦКБН на базе элементов ГПР-353 диаметром 100мм и элементов ГПР-515 (рис. 7.14).

Начиная с 1987г. на технологических нитках № 1, 2, 7, 4 УКПГ 11, № 1, 2, 4, 5, 6 УКПГ 12, № 1-6 УКПГ 13 и № 1, 5 УКПГ 15 в сепараторах были установлены и испытаны сепарационные тарелки с сепарационными элементами центробежного типа, имеющими каналы рециркуляции и отсо­са части газа — ГПР-353 конструкции ЦКБН с тангенциальным узлом вхо-

Рис. 7.14. Центробежные элементы

да газа и пескосъемником, что на порядок улучшило эффективность рабо­ты сепараторов по сравнению со штатной конструкцией. На графике (рис. 7.15) представлены результаты сравнительных испытаний сепараторов с сепарационными тарелками штатной конструкции — линия а (ГПР-202) и модернизированной ЦКБН — линия б (ГПР-353).

Применение специальной конструкции входного устройства для пес-коулавливания и более совершенных сепарационных элементов существен­но сократило попадание мехпримесей и солей в массообменную секцию.

Средняя массообменная секция. Средняя массообменная секция пред­ставлена следующими модификациями:

• штатная на базе сетчатых тарелок + контактно-сепарационные элементы ГПР-202 (рис. 7.16, а);

• модернизированная по варианту ТНГГ за счет раздвоения потока и применения насыпной насадки (рис. 7.16, в, абсорбционная часть);

• модернизированная по варианту ЦКБН за счет монтажа дополни­тельно к штатной конструкции сетчатых насадок, глушения сливных кар­манов и дополнительной врезки сливных труб (рис. 7.17, а);

• модернизированная по варианту ЦКБН за счет применения 4 таре­лок с центробежными контактно-сепарационными элементами ГПР-362 вместо штатной конструкции (рис. 7.17, в).

Как уже отмечалось, одним из основных факторов, определяющих в целом эффективность работы оборудования (по уносу гликоля), является нагрузка фильтрационной части аппарата по жидкости. Исследования по определению уноса ДЭГа из массообменной части в фильтрующую показа­ли, что при производительности, близкой к 5 млн. м³/сут, и давлении 6— 7МПа:

• проектная конструкция ГП-365 (см. рис. 7.16, а) допускает унос до 2-2,5г/м³ газа;

• конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рис. 7.16, б): фильтр-бараба­ны под фильтрующими патронами — унос до 0,15г/м³;

• конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рис. 7,16, в, абсорбционная часть): разделение потока + фильтр-барабаны — унос до 0,01 г/м³;

• конструкция ЦКБН (см. рис. 7.17, а) с контактно-сепарационными насадками в абсорбционной части и сепарационной тарелкой с элементами ГПР-353 перед фильтрующей частью — до 0,1 г/м³;

Средняя массообменная секция. Средняя массообменная секция пред­ставлена следующими модификациями:

• штатная на базе сетчатых тарелок + контактно-сепарационные элементы ГПР-202 (рис. 7.16, а);

• модернизированная по варианту ТНГГ за счет раздвоения потока и применения насыпной насадки (рис. 7.16, в, абсорбционная часть);

• модернизированная по варианту ЦКБН за счет монтажа дополни­тельно к штатной конструкции сетчатых насадок, глушения сливных кар­манов и дополнительной врезки сливных труб (рис. 7.17, а);

• модернизированная по варианту ЦКБН за счет применения 4 таре­лок с центробежными контактно-сепарационными элементами ГПР-362 вместо штатной конструкции (рис. 7.17, в).

Как уже отмечалось, одним из основных факторов, определяющих в целом эффективность работы оборудования (по уносу гликоля), является нагрузка фильтрационной части аппарата по жидкости. Исследования по определению уноса ДЭГа из массообменной части в фильтрующую показа­ли, что при производительности, близкой к 5 млн. мУсут, и давлении 6— 7МПа:

• проектная конструкция ГП-365 (см. рис. 7.16, а) допускает унос до 2-2,5г/м³ газа;

• конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рис. 7.16, б): фильтр-бараба­ны под фильтрующими патронами — унос до 0,15г/м³;

• конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рис. 7,16, в, абсорбционная часть): разделение потока + фильтр-барабаны — унос до 0,01 г/м³;

Рис. 7.16. Модернизация многофункциональных аппаратов ГП-365 по вариантам ТюменНИИГипрогаза

Рис. 7.17. Основные схе­мы модернизации мно­гофункциональных ап­паратов ГП-365 по вари­антам ЦКБН

• конструкция ЦКБН (см. рис. 7.17, а) с контактно-сепарационными насадками в абсорбционной части и сепарационной тарелкой с элементами ГПР-353 перед фильтрующей частью — до 0,1 г/м³;

• конструкция ЦКБН (рис. 7.17, в) с контактно-сепарационными эле­ментами ГПР-362 в абсорбционной части — до 0,075 г/м³.

Как видно из приведенных результатов исследований, конструкция абсорбционной части с разделением потока обеспечивает наименьшую на­грузку фильтрационной части аппаратов по ДЭГу, а следовательно, умень­шается количество механических примесей, поступающих с ДЭГом на фильтр-патроны, что увеличивает межремонтный период аппаратов осуш­ки газа.

Верхняя сепарационная секция. Верхняя сепарационная секция МФА (ГП-365) представлена двумя группами модификаций:

а) модификации с устройствами, обеспечивающие предварительную сепарацию капельного ДЭГа (уносимого из абсорбционной секции) и тем самым разгрузку фильтрующих патронов по ДЭГу (см. рис. 7.16, б);

б) модификации, обеспечивающие окончательную сепарацию без при­менения фильтрующих патронов (см. рис. 7.17, в).

Вместо фильтрующих патронов в ходе промысловых испытаний уста­навливались:

• центробежные элементы ГПР-353 + горизонтальная сетка;

• центробежные элементы ГПР-515 с горизонтальной сеткой или без нее;

• сетчатые барабаны "Интенсеп";

• центробежные элементы ГПР-515.

Модификации группы (а) обеспечивают увеличение времени наработки "на отказ", поскольку фильтрующие патроны выполняют функцию оконча­тельной очистки газа от ДЭГа. Основная идея применения модификаций группы (б) — исключить наличие фильтрующих патронов вследствие за­бивки их мехпримесями и выхода из строя при повышении их гидравли­ческого сопротивления.

На основании многочисленных промысловых исследований можно сделать вывод, что модификации группы (а) оказались наиболее приемле­мыми для обеспечения минимальных потерь ДЭГа при возможно большей производительности аппарата. Отказаться же от фильтр-патронов верхней части аппарата на основании многократных испытаний различных конст­рукций пока что не считаем возможным. Вместе с тем работу по замене фильтр-патронов на более совершенные конструкции необходимо про­должить.

Следует отметить, что основной причиной неэффективной работы оборудования осушки газа по критерию "унос с осушенным газом" явля­лась ненадежная работа фильтрационной части аппаратов. Из-за большой нагрузки по жидкости и высокого содержания мехпримесей уже через 3 — 4 мес после ревизии фильтр-патроны забивались мехпримесями, что при­водило к возрастанию перепада давления по фильтрационной части и, как следствие, повышенному выносу мелкодисперсного ДЭГа с осушенным газом. Поэтому наряду с изменением конструкции аппаратов велась работа по повышению эффективности очистки ДЭГа от мехпримесей (состоящих в основном из продуктов коррозии оборудования и трубопроводов, про­дуктов разложения и окисления ДЭГа, песка и грязи). В частности, на УКПГ быди размещены фильтры тонкой очистки ДЭГа типа ФВТН-10, а также проверялись различные технические предложения специалистов Уренгойгазпрома и ТюменНИИГипрогаза.

Компоновки модернизированных аппаратов осушки.

На УКПГ сеноманской залежи УНГКМ были испытаны различные компоновки и моди­фикации модернизаций аппаратов осушки газа. На рис. 7.16 представлены схемы модернизаций по вариантам Тюменгазтехнологии:

• рис. 7.16, а — штатная конструкция;

• модернизация с сетчатыми барабанами под фильтрующими патро­нами (7.16, б);

• модернизация (рис. 7.16, в) с сетчатыми барабанами под фильтрую­щими патронами и измененной массообменной секцией за счет исключе­ния тарелок с элементами ГПР-202, раздвоения потока газа и контактных ступеней, выполненных из насыпной насадки (седла Инталокс — толщина 400мм, кольца Рашига — толщина 400мм).

Обсудим теперь результаты модернизаций абсорберов в целом и вы­текающие из этого практические рекомендации.

Абсорберы ГП-252. Абсорберы этого типа находятся в эксплуатации на УКПГ 1—4. Эти аппараты представляли собой колонну диаметром 1,6м, оснащенную колпачковыми тарелками. По предложению ЦКБН абсорбер был модернизирован — в верхней его части на месте 13-й и 14-й контакт­ных тарелок была смонтирована ступень фильтрации, оснащенная фильтр-патронами, которые устанавливались на патрубки демонтированных кол­пачков. Конструкция фильтр-патронов аналогична использованной в МФА типа ГП-365 и представляет собой цилиндрический каркас из перфориро­ванного листа, на который намотано в 5—6 слоев лавсановое техполотно. Снизу и сверху намотка из техполотна армирована 2—3 слоями металли­ческой рукавной сетки.

Выбор схемы модернизации абсорберов типа ГП-252 производился на основании положительных результатов ранее проведенной реконструкции МФА серии ГП-365 (приведены ниже), где был использован принцип деле­ния потока обрабатываемого газа на две части.

Основные технические решения по модернизации заключались в сле­дующем:

• колпачковые тарелки демонтируются и заменяются на 4 сетчатые тарелки;

• поток обрабатываемого газа переточными трубами и перегородками делится на две равные части, которые осушаются на двух чередующихся ступенях контакта;

• для увеличения глубины осушки газа на контактную ступень поме­щается слой насадки из керамических седел Инталокс высотой от 400 до 600 мм;

• для улавливания капель абсорбента на место 11 -и контактной тарел­ки монтируются на трех полотнах 10 сетчатых фильтр-патронов (типа СФП-3.00.000).

Впервые модернизация абсорбера типа ГП-252 была осуществлена на технологической линии № 12 УКПГ 4 в августе 1989г. К концу 1991 г. ап­парат отработал без ревизии более двух лет, при этом унос гликоля при рабочих давлениях 5,5—5МПа и расходах газа 170—190 тыс.мУч не пре­вышал 9—12 г/тыс, м³.

Абсорбер ГП-365. Как уже отмечалось, данная конструкция является наименее удачной из проектных конструкций аппаратов, поэтому модер­низации данного оборудования уделялось особое внимание. Наиболее удач­ной схемой модернизации МФА типа ГП-365 явилась схема, предложенная ТНГГ и впервые испытанная в 1988г. на т.н. №7 УКПГ 10. Эта схема мо-

дернизации с разделением потока газа в массообменной части аппарата на две части с установкой до фильтр-патронов дополнительной ступени филь­трации (фильтр-барабанов СФП-1) показана на рис. 7.16, в.

Основная идея, заложенная при модернизации аппаратов (конструкции ТНГГ), заключается в разделении потока осушаемого в массообменной ступени газа на две части, для чего используется система переточных труб и разделяющих перегородок. Это привело к снижению линейных скоро­стей в контактной ступени в два раза, существенно снизило унос абсор­бента в капельном виде на секцию доулавливания гликоля, что приводит к уменьшению загрязнения фильтрующего материала. Это, в свою очередь, позволяет обеспечить более длительный период межремонтной эксплуата­ции аппарата с сохранением приемлемой величины потерь гликоля. Анализ работы модернизированных аппаратов показывает, что они работают достаточно эффективно (по критерию — технологические потери ДЭГа в капельном виде). В данной конструкции аппарата осушки нагрузка на фильтрующую часть МФА значительно снижается (практически в 100 раз — с 2—Зг/м³ в штатной конструкции до 0,01—0,03 г/м³ в модернизи­рованной).

Опытно-промышленная эксплуатация модернизированных по этой схеме аппаратов на двух технологических линиях показала положительные результаты, на основании которых было принято решение о тиражирова­нии подобной модернизации для аппаратов осушки газа типа ГП-365 и ГП-252 в широких масштабах. Промысловые исследования и результаты промышленной эксплуатации 80 аппаратов подтвердили высокую эффек­тивность работы МФА после такой модернизации. При этом за счет ин­тенсификации массообмена посредством применения различных насадок в абсорбционной части аппарата (кольца Рашига, седла Инталокс и т.д.) на всех режимах работы модернизированных аппаратов качество подготавли­ваемого газа соответствовало требованиям ОСТ 51.40—93.

Внедрение данной схемы модернизации привело к повышению надеж­ности и эффективности работы основного технологического оборудования и увеличению производительности установок осушки газа в 1,5 раза по сравнению с проектной. На рис. 7.18 представлены сравнительные харак­теристики эксплуатируемых на УНГКМ аппаратов осушки газа по зависи­мости унос ДЭГа — время наработки.

На рис. 7.17 представлены основные схемы модернизаций аппаратов ГП-365 по вариантам ЦКБН:

• модернизация нижней сепарационной и верхней части массообмен­ной секции (под фильтрующими патронами) с заменой сепарационных элементов диаметром 60мм на элементы ГПР-353 диаметром 100мм. Над

сетчатыми тарелками смонтированы специальные сетчатые контактно-сепарационные насадки (ГПР-435); УКПГ 9, т.н. №2 (см. рис. 7.17, а);

• модернизация с заменой фильтр-коагулирующей секции на сепа-рационную насадку из овально-цилиндрических элементов модульного ти­па (ГПР-445) вместо фильтрующих патронов; УКПГ 8, т.н. №13 (см. рис. 7.17, б);

• модернизация с установкой в абсорбционной части контактно-сепарационных тарелок с элементами ГПР-362 на месте фильтр-патронов сепарационной тарелки с элементами ГПР-515 (см. рис. 7.17, в).

В целом перечисленные модернизации ЦКБН не показали достаточную эффективность работы МФА осушки газа типа ГП-365 по сравнению с ап­паратами, модернизированными по схеме ТНГГ (с разделением потока), хотя отдельные моменты компоновки аппаратов, такие как сепарационные тарелки с элементами ГПР-515, ГПР-353 и контактно-сепарационные та­релки с элементами ГПР-362, показали эффективную и надежную работу.

К основным недостаткам модернизации конструкции аппаратов осуш­ки газа, предложенной ТНГГ (с разделением потока), можно отнести срав­нительно менее эффективную работу массообменной части из-за уменьше­ния площади контакта газ — ДЭГ и недостаточную надежность применяе­мых насадок (постепенное разрушение керамической насадки и засмоле-ние пластиковых насадок). Другим недостатком конструкции являются высокая нагрузка по жидкости на фильтрационную часть (вплоть до "захлебывания" аппарата) и, как следствие, малый межревизионный период.

Абсорбер ГПР-502. Учитывая предыдущий опыт модернизаций аппара­тов осушки газа, на УКПГ 12 были проведены модернизации серийного аппарата ГП-502 по вариантам ЦКБН (т.н. №6) и ТНГГ (т.н. №4). Суть модернизации заключалась в следующем:

Рис. 7.19. Варианты компоновки контактно-сепарационных элементов ГПР-362

• абсорбционная часть МФА т.н. № 4 модернизирована по методике ТНГГ с разделением потока, в качестве коагулирующих элементов установ­лены слои рукавной сетки, перед фильтр-патронами установлена тарелка с элементами ГПР-515 конструкции ЦКБН (первый опыт совместной модер­низации ЦКБН и ТНГГ);

• в абсорбционной части МФА т.н. № 6 установлены контактные се-парационные тарелки с элементами ГПР-362 конструкции ЦКБН, работа­ющие в режиме контактирования и сепарации (рис. 7.19, а);

• на верхней сепарационной тарелке за фильтр-патронами установле­ны те же элементы ГПР-362, работающие в режиме сепарации (рис. 7.19, б).

В табл. 7.1 представлены результаты исследований сравнительной эф­фективности работы модернизированной по варианту ТНГГ т.н. № 4, 5 — штатной конструкции и модернизированной по варианту ЦКБН т.н. № 6. Как видно из данных, представленных в табл. 7.1, модернизация ТНГГ не обеспечивает эффективную осушку газа. При вдвое большей подаче ДЭГа на т.н. № 4 по сравнению с подачей на т.н. № 5 — эффективность осушки ниже.

В ноябре 1995г. выполнены испытания модернизированного по схеме ЦКБН абсорбера осушки газа на УКПГ 12 (т.н. №6). Основные результаты испытаний представлены на рис. 7.20. Унос ДЭГа из аппарата при произ­водительности до 260тыс.м^з/ч (при Р/Рцр = 0,9 — отношения текущего и проектного факторов скорости) не превышает проектной величины 15 мг/м³. При превышении фактора скорости по аппарату выше проект­ного (Р/Рур > 1) на т.н. №6 наблюдался массовый вынос ДЭГа из аб­сорбционной части в фильтрационную, вплоть до полного зависания аб­сорбента.

Как показал сравнительный анализ результатов испытаний технологи­ческих ниток №4, б УКПГ 12, перечисленные недостатки схем модернизаций ЦКБН и ТНГГ не были устранены. Поэтому, обобщая накопленный опыт эксплуатации различных модификаций и схем модернизаций основ­ного технологического оборудования, учитывая их положительные и отри­цательные стороны, можно сделать вывод, что для проектирования вновь обустраиваемых месторождений Западно-Сибирского региона наиболее приемлемой по всем характеристикам является следующая компоновка МФА на основе серийного аппарата ГП-502:

• сепарационная часть — сепарационная тарелка с элементами ГПР-515 (ГПР-353) конструкции ЦКБН;

• абсорбционная часть — массообменные тарелки с контактно-сепарационными элементами ГПР-362 (с использованием принципа разде­ления потока газа в массообменной части по схеме ТНГГ);

• перед фильтр-патронами — сепарационная тарелка конструкции ЦКБН (ГПР-515).

Таким образом, на сегодняшний день на промыслах сеноманской за­лежи Уренгойского месторождения проведен комплекс научно-исследовательских работ по реконструкции основного технологического оборудования. Можно сказать, что Уренгойский промысел — полигон для отработки новых технических решений и технологий, которые в дальней­шем находят применение на других северных месторождениях России. На основании многочисленных промысловых исследований были выбраны схемы модернизаций, показавшие наибольшую эффективность при мини­мальных капитальных затратах. Опыт эксплуатации и многочисленные специальные исследования эффективности работы основного оборудования осушки газа показали, что:

• наиболее удачной проектной схемой осушки и конструкции основ­ного технологического оборудования на УГКМ является абсорбер ГП-502 производительностью 10 млн. мУсут (эти абсорберы установлены на УКПГ 1АС, 11, 12, 13, 15);

• наименее удачной — абсорбер ГП-365 (УКПГ 5—10);

• наиболее удачной схемой модернизации МФА ГП-365 явилась пред­ложенная и впервые испытанная в 1988 г. схема разделения потока газа в массообменной части аппарата на две части с установкой до фильтр-патронов дополнительной ступени фильтрации (фильтр-барабанов различ­ной конструкции);

• наиболее эффективно работающими сепарационными элементами, испытанными на УНГКМ, являются центробежные элементы ГПР-353 и ГПР-515 конструкции ЦКБН (также хорошие результаты работы показали сепарационно-контактные элементы ГПР-362);

• модернизация ТНГГ (разделение потока) обеспечила работоспособ­ность абсорбера ГП-365 с требуемым качеством газа и минимальными по­терями ДЭГа.

Испытания многочисленных конструкций фильтрующей части аппара­тов позволили сделать однозначный вывод о невозможности в настоящее время отказа от фильтр-патронов, установленных в верхней части аппара­та. При всей сложности их сборки и монтажа они обеспечивают мини­мальный вынос ДЭГа и длительный межревизионный период работы мно­гофункционального аппарата.

Модернизация технологического процесса при подключении компрессоров второй очереди (ДКС-1)

В системе ДКС-1 второй ступени (первой очереди), установленных после установок гликолевой осушки газа (ДКС-2), используются агрегаты воз­душного охлаждения газа (АВО) типа 2АВГ-75, в которых охлаждается по­ток осушенного газа сеноманских залежей перед подачей его в промысло­вый коллектор. В эксплуатационном отношении этот тип АВО хорошо за­рекомендовал себя именно как аппарат охлаждения осушенного газа, на­пример, в зимнее время аппараты имеют "солидный" запас по требуемой степени охлаждения и потенциально могут снижать температуру газа на 25—30 °С. Однако этот же тип АВО, согласно проекту, устанавливается и на ДКС-1 (второй очереди) в "голове" технологического процесса, которые используются для охлаждения сырого газа. К сожалению, конструктивные особенности данного типа АВО не позволяют обеспечить равномерное ох­лаждение потока газа по рядам теплообменных трубок. Нижний пучок трубок, со стороны которых поступает холодный поток воздуха, охлажда­ется значительно сильнее, чем верхний пучок трубок, причем эта неравно­мерность охлаждения может достигать 20 °С и более.

Поэтому в системе ДКС-1 в отдельных секциях АВО, а также в ниж­них трубках из-за разной интенсивности их охлаждения в зимний период появляются условия для образования гидратов, что приводит к образова­нию гидратных пробок в отдельных секциях, отдельных трубках. Это обусловлено тем, что трубки секций аппарата, расположенные ближе к потоку холодного воздуха, подаваемого вентиляторами, подвержены более интенсивному охлаждению и при движении газа в них происходит образо­вание гидратов и, как следствие, закупорка сечения трубок (вплоть до их порыва). В этих случаях появляется необходимость перераспределения теп­ловой нагрузки по секциям АВО, что осуществляется в промысловых усло­виях следующими способами:

• регулированием производительности потока воздуха за счет измене­ния утла атаки лопастей вентилятора (в зимний период угол атаки устанав­ливается минимальным — 8 градусов);

• периодическим отключением отдельных вентиляторов по определен­ной схеме (в зависимости от температуры окружающего воздуха);

• отключением отдельных секций АВО (1—3 секции), при этом воз­растают линейные скорости потока газа секций аппарата и уменьшается вероятность скопления капельной влаги;

• подачей (не предусмотренной проектом) метанола на вход каждой секции АВО ДКС-1 (до 300 г/1000 м³).

Несмотря на принимаемые перечисленные меры (которые крайне не­технологичны), в зимний период (при температурах воздуха ниже минус 10—15°С) средняя температура газа на выходе из АВО ДКС-1 снижается лишь до плюс 15—20 °С, т.е. потенциальные возможности охлаждения газа в АВО в полной мере не используются. Таким образом, осушка газа в аб­сорберах осуществляется с повышенной по сравнению с проектом темпе­ратурой контакта газ — ДЭГ. Фактически осушающая способность ДЭГа при температурах контакта выше 20—22 °С, давлениях 4—5МПа и макси­мально возможной концентрации регенерированного ДЭГа (99,3 мас.%) не позволяет осушать газ в соответствии с требованиями ОСТ 51.40—93 в зимнее время года. Поэтому в некоторые периоды времени года практически невозможно обеспечить соблюдение требований отраслевого стандарта (ОСТ 51.40—93) относительно точки росы осушенного газа по влаге из-за работы абсорберов гликолевой осушки при высокой температуре контакта (в жаркие дни летнего периода температура в абсорбере может достигать 35 — 40 °С, а в зимнее время при сильных морозах из-за невозможности эксплуатации АВО на полную мощность по указанным технологическим причинам также может иметь место повышенная температура контакта, иногда до 25—30 °С).

В связи с изложенным АВО газа данного типа практически невозмож­но эксплуатировать для охлаждения "сырого" газа на месторождениях Крайнего Севера без значительных отклонений от требуемых параметров осушки газа. АВО данного типа модернизировать нецелесообразно, так как это потребует значительных капвложений. Поэтому в отрасли активно разрабатываются конструкции АВО, более приспособленные для охлажде­ния неосушенного газа [243, 244]. Согласно предложениям [242] основные направления разработки и адаптации АВО для охлаждения неосушенного газа состоят в следующем:

• обеспечить более равномерное охлаждение газа по теплообменным трубкам (это можно осуществить за счет изменения схем циркуляции воз­духа, направив поток воздуха вдоль трубок, а не поперек; модификацией схем циркуляции холодного воздуха с созданием закрученных потоков;

модификацией конструкций трубок, используя, например, трубки разного диаметра и различного оребрения с целью обеспечения разных коэффици­ентов теплообмена по рядам трубок и другими техническими решениями);

• конструктивно разделить АВО на ряд независимых секций с автома­тической подачей ингибитора гидратообразования только в ту секцию, где реально возникла гидратоопасная ситуация (а не "размазывать" ингибитор по всем трубкам АВО).

Следует подчеркнуть, что последующая разработка надежных конст­рукций АВО — только звено в технологической проблеме обеспечения ка­чества подготовки газа на поздней стадии эксплуатации месторождения. Для более полного решения этой проблемы необходимо изменить техноло­гическую схему и, возможно, подобрать более подходящий абсорбент (например, в некоторых случаях использовать вместо диэтиленгликоля три-этиленгликоль). Применительно к условиям Уренгойского месторождения при подключении в "голове" технологического процесса ДКС-1 наиболее приемлемый вариант — осуществить технологическую схему осушки газа на двух температурных уровнях с охлаждением газа в АВО между ступеня­ми осушки (теоретическое рассмотрение этого вопроса представлено в разделе 7.1) и сохранить при этом в качестве абсорбента диэтиленгликоль. В этой технологии снижаются требования к конструкциям АВО (так как на охлаждение поступает частично осушенный газ), и, как показывают техно-гические расчеты, вполне можно использовать проектные конструкции АВО без существенной их модернизации. Соответствующие технологичес­кие проработки выполнены в работе [214], показывающие достаточную эффективность данной технологии при условии, что ступень предваритель­ной осушки соответствует 0,5 теоретической тарелки (это вполне дости­жимо). Принципиальная технологическая схема двухступенчатой осушки газа на двух температурных уровнях применительно к условиям Уренгой­ского месторождения представлена на рис. 7.21.

Рис. 7.21. Схема двухступенчатой осушки газа на двух температурных уровнях (применительно к УКПГ Уренгойского месторождения)

Рис. 7.22. Реализованная технологическая схема двухступенчатой осушки газа на УКПГ 3 Уренгойского месторождения:

ЦОГ — цех очистки газа ДКС; С-101 - сепараторы ЦОГ; ФС-101 — фильтр-сепараторы ЦОГ; Р-101 — разделители ЦОГ. Цех осушки газа и регенерации ДЭГ; С-1 — сепаратор, А-1 — абсорбер, Ф-1 — фильтр, Е — емкости, Н-1 — насосы, Д-1 — десорбер, И-1 — испаритель, Х-1 — холодильник, Т — теплообменник, В-1 — выветриватель

В настоящее время на УКПГ 3 Уренгойского месторождения смонтирована схема двухступенчатой осушки газа и проводятся промысловые ис­пытания. Предварительные результаты показывают близкое соответствие прогнозных и фактических показателей в части эффективности первой ступени осушки, что обеспечивает функционирование АВО газа в безгид-ратном режиме работы. Технологическая схема процесса двухступенчатой осушки газа приведена на рис. 7.22. Схема включает предварительную осушку газа до АВО первой ступени и окончательную осушку в абсорбере.

Предварительная осушка сырого газа осуществляется в цехе очистки газа [ЦОГ]. Суть процесса заключается в следующем. Весь объем отра­ботанного насыщенного раствора ДЭГ с продувки абсорберов УКПГ с давлением 5,5 МПа направляется на впрыск во входной трубопровод Dу 500 фильтр-сепаратора ГП-605, где сырой газ осушается в прямотоке с насыщенным ДЭГ концентрацией 98—98,5%. Далее НДЭГ сепарируется в фильтр-сепараторе ГП-605 и направляется на установку регенерации УКПГ.

В качестве контактного массообменного устройства используется пря­мой участок технологического газопровода Ду 500 цеха очистки газа (ЦОГ) между входным сепаратором ГП-554 и фильтр-сепаратором ГП-605. Чтобы обеспечить эффективный контакт НДЭГ с сырым газом, на этом участке трубопровода предусматриваются струйные распылители НДЭГ.

При работе узла предварительной осушки газа в абсорберах УКПГ создаются более благоприятные условия для глубокой осушки газа, так как влагосодержание газа уже существенно ниже из-за того, что на предвари­тельной ступени контакта до ГПА ДКС-1 происходит извлечение из при­родного газа 50 — 60 % паровой влаги и всего имеющегося количества ка­пельной влаги. Причем расчетами подтверждается, что при кратности цир­куляции ДЭГ -10 кг/тыс, м³ и концентрации РДЭГ 99,3% НДЭГ на выходе из абсорбера должен иметь концентрацию порядка 98 %, так как влагосо­держание газа на входе в абсорбер будет 0,075—0,15 г/м³.

Отбор газа для струйного распылителя НДЭГ осуществляется с выход­ного коллектора АВО газа ДКС-2. Это позволяет иметь достаточный запас давления для реализации критического режима истечения газа через сопла распылителей, а также дает возможность отбирать с нижней зоны коллек­тора пленку унесенного с потоком осушенного газа из абсорбера осушки мелкодисперсного и уже частично скоагулировавшего в системе трубопро­водов ДКС второй ступени ДЭГ.

Таким образом, внедрение схемы предварительной осушки обеспечит практически безгидратный режим работы АВО сырого газа, что в свою очередь позволит поддерживать достаточно низкую температуру газа на выходе АВО в холодное время года и обеспечить этим самым наиболее благоприятные условия для абсорбции влаги в осенне-зимний период.

В летний период представляется целесообразным осуществить воз­можность переключения ДКС первой ступени (ДКС-1) на схему работы "после УКПГ", что не предусмотрено проектом. Расчеты показывают, что из-за летнего снижения отборов газа скорость газа в аппаратах осушки, определяющая потери ДЭГ с осушенным газом, хотя и увеличится, но не будет превышать критических величин.