Содержание к диссертации
Введение
1. Геокриологические особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений на севере западной сибири. 8
1.1. Геокриологические особенности эксплуатации газовых скважин , 8
1.2. Динамика обратного промерзания ММП и способы его предупреждения 17
1.3. Целесообразность разработки газовых месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин 31
Выводы по разделу 45
2. Научное обоснование основных положений комплексной разработки газовых месторождений при энергосберегающих режрімах эксплуатации скважин 47
2.1. Рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений с помощью адаптирующейся геолого-гидродинамической модели 47
2.2. Методы использования энергетических ресурсов газовых месторождений при проектировании их разработки и добычи газа, обеспечивающие энергосбережение 58
Выводы по разделу 81
3. Разработка и внедрение энергосберегающего газодинамического сепаратора для осушки газа... 83
3.1 . Обоснование метода газодинамической сепарации 83
3.2. Конструкция газодинамического сепаратора и его технико-экономические показатели 91
3.3. Математическая модель энергетической системы ГДС и анализ результатов моделирования 103
Выводы по разделу 125
4. Совершенствование схемы очистки раствора гликоля от солей и примесей с применением воздушной выпарки 126
4.1. Установка для осушки газа 126
4.2. Установка для очистки раствора ДЭГа от мехпримесей и солей 132
4.3. Установка очистки раствора на базе типовой схемы блока регенерации гликоля 142
Выводы по разделу 146
Основные выводы и рекомендации 147
Список использованных источников 149
- Геокриологические особенности эксплуатации газовых скважин
- Целесообразность разработки газовых месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин
- Рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений с помощью адаптирующейся геолого-гидродинамической модели
- . Обоснование метода газодинамической сепарации
Введение к работе
Актуальность работы. В связи с постоянно растущей неравномерностью потребления газа в стране в течение года возникает потребность в сезонном прекращении работы как отдельных скважин, так ив некоторых случаях целых месторождений. Последствия, которые могут быть вызваны остановкой работы скважин, в настоящее время мало изучены. Особенно осторожно к вопросу временного прекращения работы скважин следует подходить при эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири, верхняя часть которых характеризуется наличием многолетнемерзлых пород (ММП), и где добывается свыше 90% газа.
Анализ работы фонда скважин в условиях ММП и их техническое состояние требует разработки и внедрения энергосберегающих технологий на разрабатываемых газовых и газоконденсати ых месторождениях с учетом сезонной неравномерности добычи: газа. Большой научный и практический интерес представляет энергетический подход при использовании ресурсов природного газа в процессе его добычи, обеспечивающий энергосбережение..
Наличие примесей в циркулирующем растворе гликоля оказывает ряд негативных влиянии; на работу установок осушки газа. В частности, при регенерации насыщенного раствора происходит отложение минеральных солей и механических примесей на поверхностях оборудования и труб теплообменников. Последнее затрудняет теплообмен, увеличивает энергозатраты и способствует преждевременному выходу из строя аппаратов из-за прогара теплопередающих поверхностей. Накопление минеральных солей в растворе гликоля существенно повышает коррозию оборудования, а механические примеси и продукты коррозии приводят к ухудшению массообмена между фазами, снижают эффективность процессов и увеличивают перепад давления на установке. Все это приводит к увеличению скорости газа, что, в свою очередь, способствует пенообразованию и уносу
гликоля в виде капель.
Приведенные факты показывают актуальность разработки и внедрения новых подходов очистки гликолей от различных примесей и сепараторов, не имеющих аналогов.
Поэтому диссертационная работа посвящена системному анализу энергосберегающих режимов разработки газовых месторождений, новых технологических приемов осушки газа и очистки раствора гликоля.
Цель работы - исследование и научное обоснование перспективных энергосберегающих режимов разработки газовых и газоконденсатных залежей и-технологических приемов при осушке газа и очистке гликоля.
Основные задачи исследований:
Анализ геокриологических особенностей разработки газовых и газоконденсатных месторождений на севере Западной Сибири.
Обоснование основных положений системной разработки газовых и газоконденсатных месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин.
Разработка методики использования энергетических ресурсов газовых месторождений при проектировании их разработки и добычи газа, обеспечивающей энергосбережение.
4. . Разработка и внедрение энергосберегающего газодинамического
сепаратора для осушки газа.
5. Совершенствование схемы очистки раствора гликоля от минеральных
солей и механических примесей на основе дистилляционного процесса.
Методы исследования. При решении поставленных задач использовались современные статистические методы обработки информации, методы математического моделирования процессов фильтрации газа в пространственно неоднородных коллекторах с применением различных вычислительных алгоритмов.
Научная новизна работы
Предложена методика научного обоснования основных положений системной разработки газовых и газоконденсатних месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин.
Разработана принципиально новая технология осушки, основанная на газодинамическом эффекте охлаждения газа при повышении скорости его течения до околозвуковой.
Предложены усовершенствованные технологические приемы для интенсификации процесса очистки гликоля от минеральных солей и мехпримесей, основанных на дистилляции раствора под глубоким вакуумом.
Основные защищаемые положения
Методика энергосбережения при добыче газа и разработке месторождений природного газа.
Конструкция газодинамического сепаратора, его технико-экономические показатели.
Новые технологические приемы очистки растворов гликоля от минеральных солей и механических примесей.
Достоверность полученных результатов достигнута в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов исследования на промысловых объектах.
Практическая ценность.
На основе проведенных теоретических исследований процессов подготовки природного газа были разработаны и апробированы в промысловых условиях на Заполярном ГКМ новые технологические прием очистки гликоля и гидродинамический сепаратор для осушки газа.
По результатам апробирования разработаны технологические регламенты и предложения по их внедрению на газовых промысла ООО «Ямбурггаздобыча».
Апробация работы.
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались: на международной конференции «Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке», п.в.т. Ямбург, 2002 г., 12-ом ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITOGIC-2002», г. Геленджик, 2002 г., 13-ом ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITOGIC-2003», г. Санкт-Петербург, 2003 г.22-ой мировой газовой конференции «World Gas Exhibition 2003», Токио, 2003 г., техсоветах ООО «Ямбурггаздобыча» (2000-2003 гг.), а также на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2002-2003 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 научных работ, в том числе 6 статей и 5 тезисов докладов. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в сотрудничестве с сотрудниками РАО «Газпром», ООО «Ямбурггаздобыча» и ТюмГНГУ. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследований и обобщение данных, апробация методик и новых технологических приемов, а также авторский надзор за их внедрением на месторождении.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 89 наименований. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков и 12 таблиц.
Геокриологические особенности эксплуатации газовых скважин
Россия является уникальной в мире территорией по жесткости природно-климатических условий добычи газа: 58% ее. площади занимают многолетнемерзлые породы (ММП), причем 11 % - это тундровые территории, 27% - таежно-болотистые, 21% - территории Заполярья. Основные газовые месторождения, обеспечивающие жизнеобеспечение населения страны, расположены на севере Западной Сибири, в зоне распространен ия ММП. К ММП относятся породы, имеющие отрицательную температуру, содержащие в своем составе лед и находящиеся в мерзлом состоянии в продолжении многих лет (от трех и более). На севере Западной Сибири ММП распространены до глубин 300—500 м, где верхние 1,5 м на дневной поверхности — это активный слой, оттаивающий в.теплое время года. ММП с наибольшей толщиной (мощностью) (1400 м) встречены в 1963 г. при бурении Мархинской опорной скважины на южном склоне Анабарской антеклизы. На Заполярном, Уренгойском, Медвежьем, Мессояхском FKM толщины (мощности) ММП на сводах структур на 50-—100 м меньше, чем на краевых участках структуры. На Мессояхском месторождении под ММП была найдена газогидратная залежь, эксплуатация которой осложнялась образованием гидратов в призабойной зоне пласта, а при остановках скважин наблюдалось смятие обсадных колонн. Мерзлота по глубине на разных территориях не одинакова. Льдистость ММП различна и зависит в том числе от литологии терригенных пород.
Для районов распространения ММП одна из характерных особенностей является их морозное пучение, когда замерзающая вода расширяется в объеме, вызывает развитие напряжений и деформаций в талой и мерзлой зонах грунта. Морозное изучение влагонасыщенных грунтов [6] — это сложная совокупность процессов тепло- и массообмена, перераспределения физико-механических характеристик и напряженно-деформированного состояния промерзшего грунта. Инженерные работы на территориях распространения ММП проводятся с учетом возможно меньшего растепления ММП, которые являются несущим базисом всех сооружений. Проводятся специальные исследования вечной мерзлоты [1-—10 и др.].
Степень неблагоприятного воздействия группы природных факторов на условия эксплуатации газовых скважин определяется сложностью геокриологических условий района [I]. Районы работ со сложными геокриологическими условиями характеризуются типом, природных ландшафтов и мерзлотных процессов, геологическим строением и составом пород, толщиной и строением толщи ММП, температурой мерзлых пород и ее распределением по глубине. Прогноз температурного режима пород включает экспериментальное определение их теплофизических свойств, что является основой для составления рекомендаций по обеспечению устойчивости эксплуатационных скважин в ММП. Проведены исследования [10, 11, 22, 23] теплового взаимодействия кустов скважин с ММП для различных способов эксплуатации и геотехнических условий территории на основе использования нестационарных тепловых моделей.
Главными факторами, определяющими степень влияния ММП на проходку скважин [41, 23, 24], являются физические свойства пород, температура промывочной жидкости, продолжительность бурения.скважины, скорость потока промывочной жидкости. При бурении и эксплуатации скважины в результате теплового взаимодействия скважины с ММП [7] поток бурового раствора или теплого газа приводит к растеплению мерзлых пород в околоствольном пространстве скважины с образованием зоны протайвания, а также каверн в сплошности ММП, приустьевых обвалов, что может привести к осложнениям и авариям.
Осложнения в скважинах в криолитозоне возникают как при растеплении ММП в процессе бурения и эксплуатации скважин, так и при обратном промерзании ММП в условиях простоя или консервации газовых скважин. Эти осложнения [1,2] следующие: образование провалов и приустьевых воронок в летнее время при протаивании и просадке пород; воронки могут достигать глубины в несколько десятков метров при диаметре 8—10 м; они обычно ликвидируются подсыпкой часто больших объемов песка; кавернообразование в процессе бурения и эксплуатации; смятие обсадных колонн и НКТ при замерзании жидкости в межколонном пространстве; смятие кондуктора и колонн при промерзании каверн; смятие колонн приурочено к глубинам расположения наибольших каверн, образованных при бурении. Кавернообразование — термоэрозионное разрушение стенок скважин связано с интервалами песчаных и супесчаных пород, сцементированных льдом. Разрезы глинистых пород более устойчивы. Скорость кавернообразования [1] определяется величиной теплового потока от бурового раствора к стенке скважины, эрозионными характеристиками циркулирующего бурового раствора, концентрацией напряжений в разупрочненной протаявшей зоне с последующим обрушением пород в поток бурового раствора.
Целесообразность разработки газовых месторождений при энергосберегающих режимах эксплуатации скважин
Традиционно при проектировании разработки месторождений природного газа обычно исходили из возможности практически газового режима для любой залежи и целесообразности форсированной работы скважин при максимально допустимых дебитах газа. Для расчетов работы скважин применялась двучленная формула притока газа, утверждалось, что линейный закон Дарси нарушается и тем самым по своей природе исключалась возможность существования энергосберегающих режимов работы скважин (Q=QKp). Работа скважин на верхней границе закона Дарси обеспечивает получение максимального дебита при минимальных потерях пластовой энергии, надежную работу скважин без осложнений и повышение газо- и конденсатоотдачи. Большинство разрабатываемых месторождений природного газа работает с применением водонапорного режима. Средняя газоотдача по выработанным залежам России составляет 70 %.
В реальных неоднородных пластах значительные запасы газа остаются не извлеченными и в первую очередь приурочены к низкопроницаемым коллекторам. Это в основном связано с превышением энергосберегающих дебитов, повышенными темпами отбора, приводящими к избирательному обводнению крупных целиков газа.
В результате анализа экспериментальных исследований пористых сред и скважин с помощью акустико-гидродинамическими методами (АГДМ) С.А. Аненковым было доказано, что при Q QKp фильтрация происходит по закону Дарси АР2 а, Ъ - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; QKp - энергосберегающий дебит; Q - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, тыс. м3/сут.
Таким образом, вместо двучленного закона имеют место два режима фильтрации, а именно, при небольших дебитах газа, когда Q QKp, справедлив законДарси (1.3), а после достижения энергосберегающего дебита QKp с ростом дебитов газа при Q QKp справедливо трехчленное уравнение (1.4). На рис. 1.5 приведены результаты обработки исследований скв. 1861 Уренгойского месторождения по формулам (1.3) и (1.4). Величину а находим на оси ординат из горизонтального участка удельной индикаторной кривой (1).
Величина QKp соответствует энергосберегающему дебиту — находится как точка пересечения горизонтального участка (1) со вторым прямолинейным участком (3) и является максимальным дебитом при минимальных потерях пластового давления. Результаты обработки исследований скважины №1861
Уренгойского месторождения: 1 - начальный горизонтальный участок при Q QKp, 2 - кривая AP/Q ОТ ПрИ ( кр 3" пРямая АР% от Q ПРИ Q QKP ДЛЯ QKP=102 Радиус пласта, где применима формула (1.4) определяем из соотношения Q R0 -Rc -кр Для большинства встречаемых на практике случаев Ro«h и Ro не превышает 5R ;. Применение на практике энергосберегающего режима работы скважин при Q=QKp предпочтительнее других режимов, так как обеспечивает условия надежной эксплуатации без осложнений и повышение газоотдачи. В том числе он является более целесообразным и для весенне-летнего и осеннего периодов вместо остановки скважин, чреватого последствиями, такими, как нарушение герметичности ствола скважин, смятие обсадных колонн и образование гидратных пробок и т.д. На условия работы газовых скважин оказывает существенное влияние наличие жидкости в пласте, призабойной зоне и на забое скважин. В этом случае формулы (1.3) и (1.4) преобразовываются введением в них начального дополнительного и фильтрационного сопротивления в виде коэффициента С. Тогда при режимах работы скважин при Q QKp имеем
Рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений с помощью адаптирующейся геолого-гидродинамической модели
Для всех месторождений природного газа крайне существенно решение проблемы повышения надёжности путём применения энергосберегающих режимов добычи газа, что требует выработки новой концепции разработки месторождений природных газов, которая во главу угла ставит проблему комплексного подхода с обеспечением надёжности добычи и повышение газо-и конденсатоотдачи и, как следствие этого, выдвигает на первый план технологии разработки, обеспечивающие сбережение энергетического запаса газовой залежи в целом и энергосберегающие режимы работы отдельных скважин [29-33].
Ключевой проблемой разработки; газовых и газоконденсатных. месторождений является комплексное рассмотрение как разведки и разработки месторождений; так и условий работы пласта; скважин и промысловых сооружений в течение всего срока их эксплуатации, т.е. составление единых комплексных проектов разработки и обустройства:месторождений. При этом формирование газоконденсатооотдачи определяется не только режимом работы всего пласта и скважин, их расположением и очерёдностью ввода в эксплуатацию, но и достаточным условием обеспечения надежной добычи газа без осложнений с наибольшей газоотдачей [26-28];
Применение энергосберегающих режимов разработки месторождений природного газа предполагает решения определенных задач по их оптимизации [40-44]. Основной принцип оптимизации разработки месторождений природного газа и геолого-технологических мероприятий - получение наибольшей пользы, равной разнице стоимости результата-продукции за вычетом затрат на осуществление мероприятия. В случае разработки месторождений главной затратой является цена месторождения. Эта цена равна стоимости продукции месторождения за вычетом затрат на стандартную разработку месторождения. Стандартная разработка понимается как разработка месторождения по современной общепринятой общедоступной технологии. Для количественного определения критерия оптимальной стратегии потребители газа моделируются в виде списка эффектов от применения продукции месторождения разными видами потребления вместе с объемами продукции каждым потребителем [42]. Для этой же цели служат списки удельных затрат по транспортировке от каждого месторождения (группы месторождений) до каждого потребителя в зависимости от объема потребления, а также себестоимость оптимальной добычи на каждом месторождении в функции от темпов добычи.
Сказанное можно проиллюстрировать простейшим случаем, когда имеется один потребитель и одно месторождениеПри этом темпы потребления, транспортировки и добычи совпадают, но в силу падения удельного эффекта потребления в зависимости от темпа отбора, роста себестоимости удельных затрат транспортировки и добычи максимум общего эффекта (критерия оптимизации) достигается при некотором темпе добычи, определяемом соотношением где K(q) - критерий оптимизации, определяемый по формуле КІЯ) = Я(еп (q) - Зп (q) - Зт for) - Зд (?)), q - темп добычи; еп - удельный эффект потребления; Зп, Зт, Зд — удельные затраты потребления, транспортировка и добыча. В случае наличия нескольких потребителей и месторождений критерий оптимизации равен: K{q) = п пМпі)- !! +ЧДІ3ДО) (2.2) J і и максимум K(q) определяется из соотношения dK п.- 1 і -—= 0;i = \,...,in; j = \,...,i д, (2.3) где і- номер потребителя; in -общее количество потребителей; j - номер месторождения; ід - общее количество месторождений. К набору уравнений последнего соотношения добавляется условие баланса общего потребления и добычи: п hi in hi Z /=E у= 2л=?/. (2.4) /=l 7=1 /=1 j=\ Решение системы уравнений из последних двух соотношений однозначно определяет значения qi,qj и щ. Множество месторождений (]=1,...,ід) содержит все потенциальные запасы региона, страны. Однако пока месторождение не открыто и не обустроено, темп отбора его запасов равен нулю, так же, как после отбора его промышленных запасов. Открытие месторождений происходит не сразу, не одновременно, а последовательно в ходе осуществления поисковых работ. Результаты работ зависят как от результативности, так и от объемов ассигнований на эти работы и описываются следующим уравнением: 3(t+x)=A(t).p(R(t)), где A(t) - объем ассигнований в момент времени t; р - результативность ассигнований, запасы, подготовленные единичным объемом ассигнований; R(t)- разведанность потенциальных запасов, отношение суммарных подготовленных запасов к начальным потенциальным запасам z(t)=\3{tt+r)dtt (25) Вид зависимости p(R) определяется на основании обработки информации об осуществленных подготовительных работах по формуле Р = Ро "ехР( С—;т (0), (2.6) z„ z(t) где Ро — начальная результативность; zn - потенциальные запасы; С опытный коэффициент, зависящий от геологических особенностей потенциальных запасов. Темп ассигнований A(t) определяется объемом ассигнований в фонде подготовительных работ: A(t) = 0(t)/(m-r), (2.7) где Ф(1:) — фонд подготовительных работ; m - опытный коэффициент, определяемый общими финансовыми соображениями (т= 1,54-3,0). Фонд подготовительных работ в начале выделяется собственником, а затем поступлениями в фонд, величина которых определяется как некоторая доля дохода от разработки месторождений (Ю-т-40%), исходя из подготовленных запасов и соответствующего распределения запасов по отдельным месторождениям в соответствии с оптимальной стратегии разработки месторождений. По этой причине практика освоения месторождений характеризуется весьма большими иррациональностями (недостаточное развитие эффективных энергоресурсов, районы добычи часто становятся районами потребления - встречные потоки, неоправданно высокие транспортные затраты и т.д.). При вычислении критерия оптимальной стратегии рассматриваются месторождения с различными составами и давлениями и за единицу запасов и добычи неоправданно использовать объемы газа в стандартных условиях. Во всех отношениях удобно использовать за энергетическую единицу условные
. Обоснование метода газодинамической сепарации
На месторождении,Медвежье часть добываемого газа осушается методом адсорбции с достижением точки росы минус 40 С и ниже. Предполагалось на этапе проектирования, что такая низкая температура необходима для условий Западной Сибири. Однако в дальнейшем пришли к выводу о том, что в такой низкой точке росы нет необходимости и возможна надежная транспортировка газа при более высоком его влагосодержании, которое может обеспечить абсорбционная осушка [55];
Из анализа термобарических условий транспортировки газа по трубам большого диаметра по северным трассам следует, что точка росы -15 С с запасом обеспечивает незамерзаемость газопроводов и качество доставляемого на экспорт газа. Требование ОСТ 51.40-93 по точке росы -20 С, по нашему мнению, является завышенным. Оно привело к удорожанию осушки (применение вакуумной регенерации гликоля). В действительности точка росы транспортируемого по магистральным трубопроводам газа составляет около минус 10 С.
В настоящее время в мире применяются несколько типов абсорберов осушки газа. Их особенности и области применения рассматриваются ниже. Тарельчатая колонна. Этот тип абсорбера получил наиболее широкое применение за рубежом, в странах СНГ: в г.Долина, на месторождении Медвежье и в Туркмении. Механический унос гликоля из тарельчатого абсорбера составляет около Юг/1000 м3 газа. На некоторых зарубежных установках эта величина еще меньше и приближается к нулевой. К.п.д. тарелок колпачкового типа около 10 %. Насадочная колонна. Мировым лидером в этом виде оборудования является фирма Зульцер. Применение насадок этой фирмы типа «Меллапак» позволяет по сравнению с тарельчатым вариантом сократить диаметр колонны на 20-30%. По нашим расчетам, диаметр абсорбера с насадкой «Меллапак» производительностью 10 млн м3/сут при 9 МПа составит 2,4 м. Абсорбер с центробежными патрубками. Инициатором и разработчиком этого типа абсорберов является, ЦКБН. Авторами была поставлена цель сократить габариты и массу аппаратов установок осушки. В результате из состава оборудования: были исключены входной и концевой сепараторы, а диаметр абсорбера и его высота значительно сокращены. ВНИИГАЗомі и Институтом газа Украины разработана технология осушки; газа в горизонтальном; абсорбере (ГА). Головной образец ГА диаметром 1,8 м успешно эксплуатируется в г.Шебелинке с 1978 г, прш этом потери гликоля были, близки к термодинамическим (около 2 г на 1000 м3). В настоящее время успешно эксплуатируется 7 ГА на КС в г.Богородчаны. Наиболее важен опыт эксплуатации; установок осушки газа на месторождениях Уренгойском и Ямбургском, где используются многофункциональные абсорберы с центробежными патрубками (МФА). Уже в первый период эксплуатации выявилась необходимость их модернизации с целями снижения механического уноса гликоля и сокращения объема работ по обслуживанию. Работы по обслуживанию МФА продолжаются в течение многих лет и пока не завершились. По-прежнему удельные потери гликоля,.усредненные в интервале времени между заменой фильтрующих элементов, значительны. Замена фильтрующих элементов связана с большим объемом работ. Установки вакуумной регенерации гликоля на ЯГКМ" оснащены печами: с вертикально ориентированными трубами, что создает большое гидростатическое сопротивление (до 0,7 МПа). В этих условиях необходимое для. процесса тепло подводится не за счет испарения гликоля (по проекту при вакууме), но путем; его нагрева под избыточным давлением; то есть при повышенной температуре. Это обстоятельство является причиной термохимического разложения гликоля с образованием кислот и провоцирует интенсивную коррозию. Абсорберы и другое громоздкое оборудование размещено в обогреваемых помещениях, кубатура которых значительна. В связи с несовершенством задействованных на Ямбургском и Уренгойском ГКМ абсорберов прорабатывался вариант замены тарелок с центробежными патрубками на насадку. Диаметр МФА производительностью 10 млн т/сут равен 1,8 м. При использовании высокоскоростной фирменной (профессиональной) насадки «Меллапак» производительность МФА сократится в 1,7 раза. Эти цифры подтверждают вывод о том, что диаметр МФА ЦКБН необоснованно занижен. Себестоимость осушки, природного газа с применением; тарельчатых абсорберов и с размещением оборудования на воздухе оценена, по зарубежным данным, в 0,26 USD на 1000 м3. Себестоимость осушки газа на Богородчанской КС в горизонтальных абсорберах конструкции ВНИИГАЗа и АН Украины составила 0,12 USD. В условиях Западной Сибири из-за значительных транспортных затрат и необходимости размещения оборудования в отапливаемых помещениях себестоимость осушки увеличивается на 100-150%. Потери гликоля на Ямбургском и Уренгойском ГКМ составляют около 20 г/1000 м3, что в стоимостном отношении достигает 60 % от всех затрат на осушку. В свете приведенных данных техническая политика экономии массы абсорберов к эксплуатационным затратам представляется несостоятельной [63]. Данная работа направлена на создание принципиально новой технологии осушки, основанной на газодинамическом эффекте охлаждения газа при повышении скорости его течения до околозвуковой. Задачами работы явились: установление расчетных зависимостей между точкой росы,
