автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа

ЛУЖКОВА ЕКАТЕРИНА АЛЕКСАНДРОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТАНОЛА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ ОБРАБОТКЕ ГАЗА

Специальность: 05.17.07 - Химия и технология топлив

и специальных продуктов

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ЛУЖКОВА ЕКАТЕРИНА АЛЕКСАНДРОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТАНОЛА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ ОБРАБОТКЕ ГАЗА

Специальность: 05.17.07 -Химия и технология топлив

и специальных продуктов

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ".

Научный руководитель

доктор технических наук Шурупов СВ.

Официальные оппоненты

доктор химических наук

Арутюнов B.C. кандидат технических наук Сайкин В.В.

Ведущее предприятие

- ООО "Ямбурггаздобыча"

Защита состоится ^^ккА'^хЛлЛЗ) 2005 г. в часов на заседании диссертационного совета Д 511 001 .01 при 0 0 0 "ВНИИГАЗ" по адресу: 142717 Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, 000 "ВНИИГАЗ"

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке 000 "ВНИИГАЗ" Автореферат разослан 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д. г.-м. н.

Соловьев H.H.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В последние два десятилетия разработан ряд усовершенствованных технологий применения метанола, широко используемого в газовой отрасли в качестве антигидратного реагента Тем не менее значительную часть эксплуатационных затрат на объектах газодобычи в настоящее время составляют расходы, связанные с предотвращением гидратообразования Кроме того, из-за снижения эффективности процессов низкотемпературной обработки газа вследствие образования гидратов недостаточно полно извлекаются жидкие углеводороды Поэтому совершенствование технологии применения метанола для снижения эксплуатационных затрат и достижения более эффективной работы установок низкотемпературной обработки газа является актуальной задачей исследований

Цель работы

Разработка усовершенствованной технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования и улучшения технико-экономических показателей низкотемпературных процессов обработки конденсатсодержащего газа

Основные задачи исследования

- изучение факторов, влияющих на эффективность использования метанола в низкотемпературных процессах,

- выявление резервов для улучшения показателей технологий применения метанола на установках низкотемпературной обработки газа,

- разработка научно-технических решений по совершенствованию технологии применения метанола при обработке конденсатсодержащего газа

Для решения поставленных задач были выполнены промысловые и аналитические исследования, расчетное моделирование и промышленные испытания усовершенствованного способа

Научная новизна

Научно обоснованы оптимальные показатели десорбции метанола газом из водных растворов на УКПГ-1в Ямбургского месторождения

Установлено, что причиной снижения эффективности низкотемпературных процессов является образование гидратов в обработанном газе при его нагревании в рекуперативных теплообменниках

Научно обоснован способ снижения технологических потерь метанола, обусловленных его растворимостью в жидких углеводородах Установлены оптимальные параметры способа при его использовании на УКПГ-1в Ямбургского месторождения

Защищаемые положения

1 Результаты исследований, направленных на повышение эффективности применяемой на Ямбургском ГКМ циркуляционной технологии предупреждения гидратообразования

2 Методика определения условий гидратообразования в обработанном газе вследствие механического уноса водометанольного раствора при низкотемпературной сепарации

3 Усовершенствованная технология использования метанола, обеспечи-вющая сокращение затрат реагента при низкотемпературной обработке газа

Способ подготовки природного газа с использованием новой технологии защищен патентом РФ № 2161526 (2001 г)

Практическая ценность

Реализация разработанного способа обеспечила снижение расхода метанола на УКПГ-1в Ямбургского месторождения и сокращение эксплуатационных затрат на подготовку газа к транспорту

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались

- на Международной конференции "Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке", Ямбург, июнь 2003 г,

- на отраслевой научно-практическая конференция "Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке", Ямбург, июнь 2004 г

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 16 научных статей и получен патент РФ на изобретение

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников из 83 наименований и приложения. Работа изложена на 145 страницах машинописного текста и содержит 41 рисунок и 30 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы, изложены цель, задачи, объект и методы исследований.

Отмечен значительный вклад в теорию газовых гидратов и решение практических задач, связанных с проблемой гидратообразования специалистов: Басниева К.С., Бухгалтера Э.Б., Бекирова Т.М., Бурмистрова А.Г., Дегтярева Б.В., Гриценко А.И., Гухмана Л.М., Зотова Г.А., Истомина В.А., Коротаева Ю.П., Клюсова В.А., Макагона Ю.Ф., Сиротина A.M., Ставицкого В.А.,Тер-Саркисова P.M., Тривус Н.В., Халифа А.Л., Хорошилова В.А., Шурупова СВ., Гаммершмид-та, Кемпбела, Париша, Ларие, Минкинена и других.

В первой главе на основе обобщения данных литературных источников рассмотрена проблема предупреждения гидратообразования с использованием метанола при обработке конденсатсодержащего газа.

Результаты анализа показали, что разработанные в последние годы циркуляционные технологии применения метанола характеризуются высокими технико-экономическими показателями, являются надежными и экологически ориентированными. В новых технологиях эффективно используется свойство летучего метанола переходить в паровую фазу из BMP на "теплых" ступенях сепарации установки НТС и конденсироваться на последующих - "холодных". BMP, выделенный в сепараторах с пониженной температурой, подают на орошение в массообменную секцию, установленную в сепараторе самой "теплой" ступени сепарации (в головной части установок). При противоточном контактировании раствора с газом метанол переходит в паровую фазу (отдувается), и возвращается в цикл обработки газа.

Широкое распространение такие технологии получили в процессах заводской переработки газа. Опыт заводской переработки свидетельствует о возможности достижения высоких показателей эффективности циркуляционной

технологии, которая в отечественной практике крупномасштабно используется на УКПГ-1в Ямбургского месторождения.

На основе результатов выполненного анализа определены условия образования гидратов для текущих технологических параметров эксплуатации УКПГ-1в. Установлено, что концентрация метанола в BMP, требуемая для предотвращения гидратообразования при низкотемпературной абсорбции углеводородов С3+ на УКПГ-1в составляет около 62 % масс, тогда как фактическая значительно выше - 84 % масс. Поскольку повышение концентрации метанола обусловливает рост технологических потерь реагента с товарной продукцией, то, соответственно, увеличиваются эксплуатационные затраты на обработку газа.

Во второй главе диссертации рассмотрены вопросы, связанные с расчетным определением растворимости метанола в газе. В практике инженерных расчетов наиболее широкое распространение получила методика Р. Нельсена и Р. Баклина, в которой растворимость метанола q г (г/м3 газа) определяется по уравнению:

qr=xMeM*, (1)

где хМе - содержание метанола в водном растворе, мольн. доля;

- содержание метанола в газе (определяется по приводимым в методике номограммам),

Анализ литературных данных показал, что методика Нельсена - Баклина предпочтительнее других, но не всегда обеспечивает требуемую для практики точность. Автором выявлена причина несоответствия результатов экспериментальных исследований растворимости метанола в системе "газ - метанол" и данных, приводимых в методике. Установлено, что представленные в методике номограммы для определения М* получены путем корректировки истинных значений растворимости метанола в газе (М, г/м3). Такая корректировка вполне обоснована и упрощает расчеты при использовании методики для проектирования технологии предотвращения гидратообразования.

Для получения истинных значений (М) в диссертации использовано следующее уравнение:

где - коэффициент активности метанола в BMP, в присутствии

которого имеют место граничные условия гидратообразования.

Значения ум|1) при выполнении расчетов по формуле (2) определены по уравнению Ван-Лаара (с корреляциями, предложенными В.А. Истоминым). Мольная доля метанола ХМе(1) в растворе рассчитывалась по модифицированному уравнению Е. Гаммершмидта:

где ДЬ требуемое снижение температуры гидратообразования, °С.

Сравнение данных методики Нельсена-Баклина с результатами экспериментов Р.П. Синявской и Н.Л. Ярым-Агаева для системы "метан - метанол" показало их значительное расхождение. Среднее относительное отклонение найденных по методики значений растворимости составило 26,8 %. Точность расчета растворимости по уравнению (2) существенно выше - среднее относительное отклонение от экспериментальных данных составляет 12,9 %.

На основании результатов исследования автором внесено дополнение в методику Нельсена - Баклина, позволяющее расширить область ее применения и повысить точность расчета. В дополненной методике растворимость метанола qr рассчитывается по уравнению:

Чг = хмв(2)-м*-(ум,2)/ум())), (4)

где - коэффициент активности метанола в растворе, рассчитанный для значений

При выполнении расчетов для решения проблемы гидратообразования теоретическое значение определяется по формуле:

(5)

где - температура гидратообразования газа фактического состава при заданном давлении, °С.

В расчетах технологических процессов с конденсацией метанола и его десорбцией газом из водометанольных растворов значения находятся

итерационным способом с одновременным определением соответствующего ему коэффициента активности

В третьей главе диссертации приведены результаты исследования циркуляционной технологии применения метанола для предупреждения гидратооб-разования на УКПГ-1в Ямбургского месторождения. Обработка газа на этой установке включает в себя противоточную низкотемпературную абсорбцию углеводородов С3+ охлажденным конденсатом.

Принципиальная схема УКПГ-1в приведена на рис. 1.

Для реализации циркуляционной технологии получаемый на установке отработанный BMP направляют из разделителей Р-2 на орошение в десорберы А-1.

Рис. 1 - Принципиальная технологическая схема УКПГ-1в при использовании циркуляционной технологии

Промысловые исследования циркуляционной технологии на УКПГ-1в выполнены для пяти режимов работы установки. Удельный расход метанола составил в среднем -1,4 кг/1000 м3 газа. Концентрация реагента в пробах BMP из верхней части аппаратов А-2, в которых реализуется процесс HTA, изменялась от 82,8 до 84,8 % масс.

Для детального исследования показателей десорбции метанола газом из BMP наряду с результатами промысловых замеров автором использована расчетная модель этого процесса. В расчетах учтено присутствие метанола в по-

ступающем на обработку сырьевом газе - на основании данных по концентрации метанола в пробах BMP из первичных сепараторов.

Результаты исследования выявили значительные отличия в эффективности процесса десорбции для разных аппаратов А-1: число теоретических ступеней массопереноса изменяется от 0,13 до 1,4. Причиной этого является различная степень модернизации аппаратов, выполненная для повышения эффективности реализованного в них процесса десорбции метанола вместо проектной гликолевой осушки газа.

Автором определены среднеинтегральные показатели циркуляционной технологии и оценены "гидратные" условия функционирования каждой из четырех задействованных в работу технологических линий. Отмечено, что участки технологических линии "АВО - Т-1 - С-3" на УКПГ-1в (рис. 1) являются одними из наиболее уязвимых с точки зрения обеспечения безгидратных условий работы установки. Оценена возможность достижения стабильной безгидратной работы этих участков за счет десорбции метанола из BMP сырьевым газом. Данные по содержанию метанола в газе после десорбции и количеству реагента, требуемому для предупреждения гидратообразования на участке технологических линий "АВО - Т-1 - С-3" приведены на рис. 2.

Результаты выполненной работы свидетельствуют о сильной зависимости условий гидратообразования в технологических линиях УКПГ-1в от эффективности процесса десорбции метанола газом в установленных на них аппаратах А-1. Если показатели эффективности десорбции в аппаратах А-1/1 и 2А-1/1 более чем достаточны для предупреждения гидратообразования, то эффективность работы А-1/2 для этого явно низка. Содержание метанола в газе, выходящем из А-1/3, обеспечивает безгидратные условия в цепочке аппаратов "АВО - Т-1 - С-3", однако эти условия близки к граничным, при которых происходит гидратооб разован ие.

Автором сделано заключение, что при достаточной в целом по установке среднеинтегральной эффективности десобции метанола газом из BMP (число ТСМ = 0,5...0,6) в некоторые технологические линии необходимо закачивать дополнительное количество реагента (~0,2 кг/1000 м3 газа).

Анализ полученных результатов показал, что применяемая на УКПГ-1в циркуляционная технология значительно отличается от аналогов, при реализа-

ции которых даже при полном извлечении метанола из BMP количество перешедшего в паровую фазу реагента недостаточно для предупреждения гидрато-образования на установках НТС.

Рис. 2 - Фактическое после процесса десобции (б) и требуемое для предупреждения гидратообразовния (а) содержание метанола в газе

Среднеинтегральное по установке количество метанола в поступающем на орошение в аппараты А-1 отработанном BMP составляет 3,9 кг/1000 м3 газа, что почти в четыре раза превышает его требуемое количество для обеспечения безгидратных условий работы газовых линий (~1 кг/1000 м3 газа). По этой причине относительно высокие показатели десорбции метанола в некоторых аппаратах А-1, как это желательно при реализации классической циркуляционной технологии, для условий эксплуатации УКПГ-1в не являются оптимальными. Чрезмерная десорбция влечет за собой повышенное содержание метанола на заключительной стадии обработки газа и конденсата, что обусловливает рост потерь реагента с товарной продукцией

Четвертая глава посвящена исследованию влияния различных факторов на технологические потери метанола при обработке газа на УКПГ-1в Ям-бургского ГКМ.

При определении потерь учитывался механический унос BMP с газом на заключительной стадии его обработки. Для определения количества механически уносимого метанола автор разработал методику, расчет по которой осуществляется в соответствии с алгоритмом на рис.3. Обозначения в приводимом алгоритме:

х-1, х2 - концентрация метанола соответственно в механически уносимом BMP и при условиях замера точки росы, мольная доля;

N - количество механически уносимого BMP, масс, доля от суммарного равновесного количества метанола и воды в газе;

Mi и М2 - равновесное содержание метанола при условиях сепарации газа и условиях замера точки росы, соответственно, кг/1000 м3 газа;

- равновесное содержание воды при условиях сепарации газа и условиях замера точки росы, соответственно, кг/1000 м3 газа.

Остальные обозначения (А, В, J, V) соответствуют граничным значениям параметров для устанавливаемой области расчетов.

В качестве исходных данных в методике используются пять параметров: давление, температура и концентрация метанола при условиях сепарации газа (Pi, tt, Ci), а также давление (Р2) и точка росы (tpoc,) обработанного газа по BMP в каком-либо пункте замера.

В соответствии с методикой по данным, характеризующим условия сепарации рассчитывается равновесное количество метанола и воды в паровой фазе (Mi и W-i). Затем для задаваемых величин уноса BMP определяется количество этих ингредиентов в газе (S и F) и находится значение tp0Cbl, соответствующее давлению (Р2) в пункте замера.

Расчет по методике показал, что потери метанола с газом на УКПГ-1в для исследованных режимов составили в среднем 0,418 г/м3, в том числе вследствие механического уноса BMP - 0,104 г/м3.

На основании полученных результатов по количеству утилизируемых промстоков и концентрации в них метанола определены потери реагента с остальными фазами: с водной фазой - 0,053 г/м3 газа, и с жидкими углеводоро-

дами - 0,887 r/м3 газа (65,3 % от всего количества расходуемого на установке реагента).

Рис. 3 - Алгоритм расчета содержания воды и метанола в обработанном газе с учетом механического уноса BMP при сепарации 12

Результаты расчетов по разработанной методике позволили также выявить условия гидратообразования в газе, прошедшем низкотемпературную обработку. Установлено, что гидратообразование происходит при нагревании газа в межтрубном пространстве рекуперативных теплообменников установки и является следствием механического уноса BMP с газом при сепарации.

Механизм процесса, обусловливающий образование гидратов, заключается в следующем. По мере повышения температуры газа из BMP, присутствующего вследствие механического уноса жидкости при сепарации, в паровую фазу переходит преимущественно метанол, что приводит к снижению антигид-ратных свойств раствора.

В литературных источниках сведений о возможности протекания таких фазовых переходов не приводится, а причину снижения эффективности работы теплообменников чаще всего относят на счет их неудовлетворительного технического состояния (загрязненности).

Автором выявлена область параметров, при которых нарушение нормального режима работы УКПГ-1в обусловлено выпадением гидратной фазы в теплообменниках. Область образования гидратов в отсепарированном газе

при добавлении в него BMP (аналог уноса) показана

на рис. 4.

Установлено, что гидратообразование в межтрубном пространстве теплообменников на УКПГ-1в гарантированно предотвращается при механическом уносе BMP с концентрацией метанола свыше 81 % масс. Расчетные данные подтверждаются промысловыми данными (приведены на рис. 4).

Оценено влияние механического уноса BMP на условия гидратообразова-ния в рекуперативных теплообменниках при изменении термобарических параметров процессов низкотемпературной обработки газа. Согласно полученным данным при прочих одинаковых условиях предупреждение гидратообразования в обработанном газе усложняется по мере снижения температуры процессов и с повышением давления.

Для определения концентрации метанола в механически уносимом BMP, при которой в обработанном газе не образуются гидраты, автором предложено следующее уравнение:

С = Ссеп + ДС, (6)

13

где Con - концентрация метанола в BMP, требуемая для предотвращения гидратообразования при условиях сепарации газа, % масс;

ДС - запас по концентрации метанола, обеспечивающий предупреждения гидратообразования в теплообменнике, % масс.

ё Л

I и:

0) -

п п

Ш 2

« -

"§ 1

* i

О. (О

^ О

Ш О.

О с

О) 0)

* S

5 °

£ «о

0,36 0,32 0,28 0,24 0,20 0,16 0,12 0,08 0,04 0,00

у

mj ЦРАТЫ

т-

8 4 0 -4 -8 -12 -16 -20 -24 -28 -32

О

о

to

О. ?

га о. ф с: 2 Ф

63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 Концентрация метанола в добавленном BMP, % масс.

А - Экспериментальные данные

Рис. 4 - Область образования гидратов в газе, отсепарированном на УКПГ-1в

Значения АС находятся по разработанной автором методике, которая позволяет определять этот параметр для различных условий обработки газа. Зависимости АС от количества механически уносимого BMP и температуры сепарации, полученные применительно к условиям эксплуатации УКПГ-1в, представлены на рис. 5

По результатам промысловых исследований на УКПГ-1в концентрация метанола в уносимом с газом BMP составила в среднем 83,6 % масс, то есть запас по сравнению с рассчитанным по уравнениям (6) и (7) теоретическим значением концентрации (79,6 % масс.) составляет ~4 % масс. Поэтому фактиче-

^ая концентрация метанола в BMP для исследованных условий эксплуатации УКПГ-1в не является завышенной, и соответствуют рациональной - для обеспечения надежной безгидратной работы теплообменников.

ДС, % масс.

22

20

18

16

14

12

10

--1-1-1- Температура сепарации, °С

-3 5 -30 -25 -20

\ N

V

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

Механический унос BMP с газом, г/м3

Рис. 5 - Изменение ДС в зависимости от механического уноса BMP при условиях сепарации на УКПГ-1в (Рсеп= 5,4 МПа)

Комплексное исследование циркуляционной технологии на УКПГ-1в выполнено автором с использованием разработанной расчетной модели. Модель позволяет определять требуемый для предотвращения гидратообразования расход метанола на установке и его фазовое распределение в аппаратах при различных вариантах технологии. Схема расчета показателей десорбции метанола в модели обеспечивает корректное нахождение числа теоретических ступеней массопереноса в аппаратах А-1. Сравнение результатов моделирования

15

и фактических показателей циркуляционной технологии показало их хорошее соответствие (данные приведены в таблице).

Установлено, что значительное количество образующегося на УКПГ-1в отработанного BMP (4,64 кг/1000 м3 газа) с высокой концентрацией метанола (84 % масс.) обусловлено объективными причинами. Одной из основных причин является присутствие воды в конденсате-абсорбенте, направляемом из разделителей Р-1 на орошение в абсорберы А-2. Расчетное количество воды в конденсате-абсорбенте составляет 0,11 % масс., и на ее физическое связывание идет до 60 % от всего количества метанола, расходуемого на установке.

Таблица - Фактические и расчетные показатели циркуляционной технологии

применения метанола на УКПГ-1в

Показатель Результаты замеров Расчет

Расход метанола, кг/1000 м3 газа 1,4 1,398

Удельное количество BMP, подаваемого на орошение в аппараты А-1, кг/1000 м3 газа 4,64 4,643

Концентрация метанола в BMP, % масс, в разделителе Р-1 перед стадией десорбции после десорбции 0,9...1,1 84,2 72,7 1,0 84,3 72,7

Количество промстоков, кг/1000 м3 газа 5,4 5,376

Содержание метанола в обработанном газе, кг/1000 м3 газа 0,42 0,425

Содержание метанола в конденсате, кг/1000 м3 газа 0,89 0,863

Концентрация метанола в промстоках, % масс. 1,0 0,95

Закачка такого значительного количества реагента в конденсат-абсорбент вызвана необходимостью поддержания высокой концентрации метанола в BMP, механически уносимом с обработанным газом (с целью предотвращения гидра-тообразования в рекуперативных теплообменниках). Вследствие этого содержание метанола в подаваемом в аппараты А-1 отработанном BMP превышает количество реагента (~1 кг/1000 м3 газа), требуемое для обеспечения безгид-ратных условий работы участка технологических линий "АВО - Т-1 - С-3". В результате при относительно эффективном процессе десорбции (число ТСМ >

0,4) в цикл обработки газа поступает избыточное количество метанола. Согласно результатам исследований чрезмерная десорбция метанола происходит в аппаратах установки А-1/3 и А-1/4. Вместе с тем в поток газа из аппаратов, работающих с низкой эффективностью десорбции (аппараты А-1/1 и А-1/2), приходится дополнительно добавлять метанол. Поскольку необходимость в закачке ингибитора в конденсатную линию из Р-1 в А-2 вне зависимости от эффективности процесса десорбции сохраняется, то в сложившихся условиях эксплуатации УКПГ-1в образование значительного количества отработанного BMP с высокой концентрацией вызвано объективными причинами.

С помощью разработанной модели оценено также влияние других факторов, способствующих этому явлению. Выявлено, что высокая концентрация метанола в отработанном BMP на УКПГ-1в во многом обусловлена особенностями его фазового распределения при изменении термобарических параметров газа. Вследствие этого в газе, поступающем на полуглухую тарелку абсорбера А-2, содержится BMP в количестве ~0,7...0,8 кг/1000 м3 газа и с концентрацией 97 % масс, то есть как и у метанола, получаемого со склада.

Следствием совокупного влияния рассмотренных факторов являются высокие потери метанола - главным образом, из-за растворимости в товарном нестабильном конденсате.

С помощью расчетной модели оценена возможность снижения расхода метанола на УКПГ-1в путем изменения концентрации регенерированного метанола. Как показали расчеты, данный технологический прием к желаемому результату не ведет, и фактическая концентрация регенерированного ингибитора (85 % масс.) соответствует рациональной.

На основании полученных результатов автором сделан вывод, что наиболее перспективным направлением работ по повышению эффективности применения метанола является разработка мероприятий по снижению его потерь, обусловленных растворимостью в товарном нестабильном конденсате.

Пятая глава диссертации посвящена разработке и промышленному испытанию способа, обеспечивающего сокращение потерь метанола с жидкими углеводородами. Сокращение потерь достигается за счет уменьшения растворимости метанола в товарном конденсате - путем снижения концентрации метанола в отработанном BMP. Для этой цели используется водная фаза, полу-

чаемая после десорбции метанола сырьвым газом из отработанного BMP, т.е. с меньшей концентрацией метанола по сравнению с исходной - в разделителях Р-2. Внесенное дополнение в схему УКПГ-1в для реализации способа показано на рис. 6 штриховой линией.

На стадии обоснования возможности использования способа на УКПГ-1в установлено, что концентрация метанола в разделителях Р-2 может быть снижена более чем на 40 % масс, без опасности гидратообразования в этом аппарате.

При расчетном моделировании усовершенствованной технологии автором использованы данные промысловых исследований на УКПГ-1в по растворимости метанола в конденсате, а также экспериментальные данные К. Нода с соавторами, рекомендуемые в литературных источниках для подобных расчетов.

Рис. 6 - Схема реализации разработанного способа

Прогнозные показатели новой технологии представлены на рис.7.

Согласно результатам моделирования растворимость реагента в товарном конденсате монотонно уменьшается с увеличением количества BMP, направляемого из десорберов А-1 в разделители Р-2.

Ограничение по количеству направляемого в разделители Р-2 BMP обусловлено снижением концентрации метанола в промежуточных сепараторах С-

3 до значений, при которых в этом аппарате образуются гидраты (рис 7) Максимальное количество BMP, которое можно подавать в разделители Р-2 при условии обеспечения безгидратной работы сепараторов С-3, составляет 1,04 кг/1000 м3 газа Концентрация метанола в отработанном растворе при подаче такого количества BMP снижается до 77 % масс а удельный расход метанола по сравнению с расходом при базовом варианте сокращается на ~0,24 кг/1000 м3 газа и составляет 1,16 кг/1000 м3 газа

Количество BMP, направляемого из десорбера А-1 в разделитель Р-2, кг/1000 м3 газа

Рис 7 - Прогнозное изменение удельного расхода метанола на УКПГ-1в и концентрации ингибитора в промежуточном сепараторе С-3

Промышленные испытания разработанного способа на УКПГ-1в Ямбург-ского ГКМ дали положительные результаты и подтвердили обоснованность расчетных данных

Оптимальное количество BMP, направляемого из десорберов А-1 в разделители Р-2, составило по результатам испытаний 1 1,1 кг/1000 м3 газа Концентрация метанола в разделителях Р-2, обусловливающая эффективность нового способа, снизилась по сравнению с начальной 84 % масс до 77,5 % масс (среднее значение) Благодаря этому уменьшилась растворимость метанола в

19

товарном конденсате, и на 0,22 кг/1000 м3 газа сократился удельный расход реагента.

Данные по динамике удельного расхода метанола до и после внедрения способа приведены на рис. 8.

Месяцы

Рис. 8 - Динамика удельного расхода метанола на УКПГ-1в до и после внедрения усовершенствованной технологии

Годовая экономия метанола за счет реализации разработанного способа составляет более 2000 т.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Выявлена причина несоответствия экспериментальных данных по равновесному содержанию метанола в газе с данными методики Нельсена - Бакли-на. Для повышения точности определения растворимости метанола в газе предложено дополнение к расчетной методике.

2. Исследован процесс десорбции метанола газом из водных растворов в циркуляционной технологии, применяемой на УКПГ-1в Ямбургского ГКМ. Средне-интегральное число теоретических ступеней массопереноса при десорбции

составляет 0,5 0,6 Разработана расчетная модель реализованной на УКПГ-1в циркуляционной технологии

3 Впервые установлена возможность образования гидратов при нагревании газа, прошедшего низкотемпературную обработку Гидратообразование обусловлено механическим уносом BMP с обработанным газом Разработана методика расчета количества механически уносимого BMP

4 Установлено, что безгидратные условия в межтрубном пространстве рекуперативных теплообменников на УКПГ-1в обеспечиваются при концентрации метанола в механически уносимом BMP свыше 81 % масс

5 Разработан способ сокращения затрат метанола путем снижения его растворимости в жидких углеводородах Промышленные испытания способа на УКПГ-1в Ямбургского ГКМ дали положительные результаты удельный расход метанола сократился на 0,22 кг/1000 м3 газа

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

1 Лужкова Е АО возможности снижения эксплуатационных затрат при об-

«

работке газа валанжинских залежей Ямбургского ГКМ // НТС Газификация Природный газ в качестве моторного топлива Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром, 2001, № 4 С 26-30

2 Лужкова Е А Показатели технологии предупреждения гидратообразова-ния при обработке валанжинского газа на Ямбургском ГКМ // НТС Газификация Природный газ в качестве моторного топлива Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром, 2001, № 5 С 3-8

3 Ананенков А Г , Бурмистров А Г , Кабанов Н И , Салихов 3 С , Ах-метшин Б С , Петере В Я , Якупов 3 Г , Лужкова Е А , Кубанов А Н Способ подготовки природного газа Патент РФ № 2161526, 2001

4 Бурмистров А Г, Лужкова Е А Экономичный способ предотвращения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа // НТС Сер Газификация Природный газ в качестве моторного топлива Подготовка, переработка и использование газа / М ООО "ИРЦ Газпром", 2002, № 1 С 43-48

5 Лужкова Е А Прогнозная оценка эффективности новой технологии применения метанола при обработке конденсатсодержащего газа // НТС Сер Га-

зификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа / М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2002, № 2. С. 32-36.

6. Бурмистров А.Г., Лужкова А.Г. Влияние механического уноса водомета-нольного раствора из низкотемпературных сепараторов УКПГ на условия гидра-тообразования обработанного газа // НТС Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива Подготовка, переработка и использование газа / М.: 00 0 "ИРЦ Газпром", 2002, № 4. С. 8-21.

7. Лужкова Е.А., Шурупов СВ., Бурмистров А.Г. Уточнение к методике инженерного расчета растворимости метанола в газе // НТС Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. М.: 0 00 "ИРЦ Газпром", 2005, № 1.

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

ГКМ - газоконденсатное месторождение

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

НТС - низкотемпературная сепарация

HTA - низкотемпературная абсорбция

BMP - водометанольный раствор

С-1, С-3 - сепараторы

А-1 - десорбер метанола

АВО - аппарат воздушного охлаждения

А-2 - абсорбер углеводородов С3+

Р-1, Р-2 - трехфазные разделители

Т-1, Т-3 - теплообменники

Е-1а-емкость

Э-1 - эжектор

ТСМ - теоретическая ступень массопереноса

Заказ № С574 Подписано к печати 3 03 2005

Тираж -120 Объем -1 уч -изд л Ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО "ВНИИГАЗ" по адресу

142717, Московская обл , Ленинский район, пос Развилка

OS. Û - Of, м

(И1,-538

\ 14 /

iimms - ^

Введение

1 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ

1.1 Характеристика условий гидратообразования

1.2 Технологии использования метанола на установках НТС

2. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСТВОРИМОСТИ МЕТАНОЛА В ГАЗЕ

2.1 Анализ литературных данных

2.2 Оценка точности методики Нельсена и Баклина

2.3 Уточнение методики расчета растворимости метанола в газе

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА УКПГ-1В ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Результаты промысловых исследований

3.2 Определение показателей процесса десорбции метанола из водных растворов

3.3 Среднеинтегральная характеристика процесса десорбции на УКПГ-1 в

3.4 "Гидратные" условия работы газовых линий

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ МЕТАНОЛА НА УКПГ-1 В

4.1 Определение содержания метанола в товарном газе

4.2 Влияние качества низкотемпературной сепарации на условия гидратообразования в обработанном газе

4.3 Расчетное моделирование применяемой на УКПГ-1 В циркуляционной технологии

4.3.1 Характеристика разработанной модели

4.3.2 Результаты моделирования 93 4.4. Причины повышенных технологических потерь метанола с жидкими углеводородами 97 5 РАЗРАБОТКА И ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТАНОЛА НА УКПГ-1В 103 5.1 Разработка способа снижения потерь метанола с жидкими углеводородами

5.2 Прогнозные показатели разработанного способа

5.3 Результаты промышленных испытаний 119 Основные выводы и рекомендации 126 Список использованных источников 128 Приложение А 137 Приложение Б 138 Приложение В

В последние два десятилетия наблюдается заметный прогресс в части повышения эффективности использования наиболее широко применяемого в газовой отрасли антигидратного реагента — метанола. В первую очередь это обусловлено развитием и реализацией новых технологий, основанных на свойстве этого летучего реагента претерпевать выраженные фазовые переходы при низкотемпературной обработке газа. Тем не менее до настоящего времени значительную долю эксплуатационных затрат (до 20 %) на объектах отрасли составляют расходы, связанные с образованием газовых гидратов. Кроме того, из-за нерешенной проблемы предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа фактическая температура процессов нередко превышает проектную, вследствие чего из газа недостаточно полно извлекаются жидкие углеводороды.

Исследование этих вопросов и разработка экономичных технологий применения метанола позволит улучшить экологическую характеристику и показатели эффективности работы систем обработки газа, что является актуальным для газовой промышленности. Отраслевая важность работ по данной тематике определена Решением Бюро НТС ОАО "Газпром" (№ 7-2002 от 14.03.2002 г.). В числе приоритетных научно-технических проблем ОАО "Газпром" на 20022006 г.г. значится "Разработка технических, технологических и экономических решений по обеспечению эффективной и надежной работы промысловых газопроводов и УКПГ".

Из числа применяемых на установках низкотемпературной сепарации (НТС) технологий использования метанола следует особо выделить циркуляционную технологию, реализованную на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ. Одним из основных достоинств применяемой на УКПГ-1 в технологии является ее высокая надежность при неординарных условиях обработки газа - с противоточной низкотемпературной абсорбцией (НТА) углеводородов Сз+ охлажденным абсорбентом. При эксплуатации УКПГ-1 в по проектной технологии (с гликоле-вой осушкой газа и с применением метанола одновременно) расход метанол составлял 1,8 кг/1000 м3 газа, а при использовании циркуляционной технологии значительно снизился - до 1,4.1,5 кг/1000 м газа. Более высокие технико-экономические показатели обработки газа на УКПГ-1в по сравнению с проектной технологией достигнуты не только за счет сокращения затрат на предупреждение гидратообразования, но и появившейся возможностью снизить температуру НТА и увеличить количество получаемых жидких углеводородов.

Последнее обстоятельство следует выделить особо, поскольку на установках НТС температура в "концевых" сепараторах нередко превышает проектную. При этом гидратообразование на всех стадиях процесса обработки газа гарантированно предотвращается благодаря присутствию в достаточном количестве метанола. Причину ухудшения показателей работы УКПГ в подобных случаях чаще всего относят на счет неудовлетворительного технического состояния (загрязненности) элементов теплообменников.

На основании результатов исследований в диссертации впервые выявлены причины и условия возникновения такого рода технологических осложнений, которые обусловлены образованием гидратов в обработанном газе при его нагревании в рекуперативных теплообменниках. Установлено, что увеличение концентрации метанола в водном растворе на последней ступени сепарации установок НТС позволяет устранить отклонения в режимах обработки газа от нормального. Данный вопрос имеет важное практическое значение, и детально исследован в диссертации применительно к условиям промысловой обработки газа на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ.

В процессе исследований выявлены возможности для повышения эффективности используемой на УКПГ-1 в технологии применения метанола и на основании полученных данных разработан способ, защищенный патентом РФ №2161526.

Реализация способа на УКПГ-1 в подтвердила обоснованность результатов выполненной работы и позволила снизить затраты реагента за счет уменьшения его потерь с жидкими углеводородами.

Основные выводы и рекомендации

1. Установлена причина несоответствия экспериментальных и рассчитанных по методике Нельсена — Баклина данных по растворимости метанола в газе. Внесены дополнения в расчетную методику, позволяющие расширить область ее применения.

2. Исследована циркуляционная технологии применения метанола для предупреждения гидратоообразования на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ. Определены индивидуальные по аппаратам и среднеинтегральные по установке показатели процесса отдувки метанола газом из водометанольного раствора. Сред-неинтегральное по УКПГ-1 в число теоретических ступеней массопереноса при отдувке составляет 0,5.0,6.

3. Разработана методика расчета количества водометанольного раствора, механически уносимого при сепарации газа. В качестве исходных данных в методике используются значения давления, температуры и концентрации метанола в водной фазе при сепарации, а также температуры точки росы по водной фазе отсепарированного газа и давления в точке ее замера.

4. Впервые установлены условия гидратообразования при нагревании газа, прошедшего низкотемпературную сепарацию. Гидратообразование обусловлено механическим уносом водометанольного раствора с газом сепарации и переходом в паровую фазу при последующем нагревании газа преимущественно метанола. Антигидратные свойства раствора при этом снижаются, вследствие чего и происходит гидратообразование.

5. Определены условия гидратообразования в газе, прошедшем низкотемпературную обработку на УКПГ-1 в Ямбургского месторождения. Для предупреждения гидратообразования в межтрубном пространстве рекуперативных теплообменников "газ - газ" на УКПГ-1 в концентрацию метанола в водной фазе при низкотемпературной сепарации необходимо поддерживать на уровне не ниже 80.82 % масс.

6. Разработана расчетная модель используемой на УКПГ-1 в циркуляционной технологии предупреждения гидратообразования. Установлено хорошее соответствие расчетных данных и показателей реального процесса.

7. Повышенная концентрация метанола (84 % масс.) в получаемом на УКПГ-1в отработанном водометанольном растворе обусловлена объективными причинами. Следствием этого являются повышенные технологические потери реагента вследствие его растворимости в товарном нестабильном конденсате (~65 % от всех потерь).

8. Установлено, что в связи с особенностями реализованной на УКПГ-1 в технологи обработки газа с использованием процесса НТА повышение эффективности отдувки метанола из отработанного водометанольного раствора при текущих условиях эксплуатации установки нецелесообразно.

9. Разработан способ, обеспечивающий снижение технологических потерь метанола с жидкими углеводородами при использовании циркуляционной технологии предупреждения гидратообразования.

10. Проведены промышленные испытания нового способа на УКПГ-1 в Ям-бургского ГКМ и получены положительные результаты. Применение усовершенствованной технологии обеспечило сокращение затрат метанола на 15 %. За период промышленного освоения новой технологии с 01.04.2003 г. по 31.12.2003 г. экономический эффект от внедрения способа составил 6,88 млн. руб.

1. Катц Д., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965, 676 с.

2. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М., Недра, 1980, с. 293.

3. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 473 е.: ил. - ISBN 5-247-03818-5.

4. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М., Недра, 1976, с. 198.

5. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности.-М.: Недра, 1986, 238 с.

6. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. -523 с.

7. Nielsen R.B., Bucklin R. W. Why not use methanol for hydrate control? -Hydrocarbon processing. April 1983, p. 71-78.

8. Истомин B.A., Квон В.Г. Взаимосвязь между точкой росы газа по влаге с газогидратной точкой. В сб. ИРЦ Газпрома, сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М., 1996, № 1-6, с. 95-100.

9. Истомин В.А., Проблема обеспечения показателей качества природного газа и равновесия углеводородных систем с водными фазами. М.: ИРЦ Газпром, 1999, - 68 с. (Обз. информ. Сер. Газовая промышленность на рубеже XXI века).

10. Hammerschmidt Е.А. Formation of gas hydrates in natural gas transmission lines. Ind. & Eng. Chem., 1934, Vol. 26. W-8.

11. Истомин B.A. Особенности предупреждения гидратообразования в потоках частично осушенного газа // НТС. Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром 2000. - № 8-9, с. 17-23.

12. Кэмпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов. Пер. с англ. М., "Недра", 1977, с. 349.

13. Степанова Г.С., Бурмистров А.Г. / Уточненный метод расчета условий гидратообразования газов. Газовая промышленность.-1986, № 10, с. 47.

14. Бурмистров А. Г., Молчанов С.А., Лужкова Е.А., Кабанов Н.И. Совершенствование технологии осушки газа на Оренбургском ГПЗ. М.: ИРЦ Газпром. — 2001. - 51 с. Обз. информ. Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата.

15. Истомин В.А., Капустин Ю.А., Бурмистров А.Г. и др. Борьба с гидрато-образованием в промысловых продуктопроводах. М. :ВНИИЭгазпром, 1990. — 67 с.

16. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Дегтярев Б.В. и др. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья. М.: ВНИИЭгазпром, 1991, 37 с.

17. Клюшин А.Н., Колесников Ю.В. Эксплуатация морских газоконденсато-проводов в гидратном режиме. Нефтяное хозяйство, 1990, № 2, с. 26-27.

18. Мирзаев М.Ш., Козлов С.В., Комаровских А.А. Использование пластовой воды в качестве ингибитора гидратообразования. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. М.:ВНИИОЭНГ, 1985, № 8, с. 10-12.

19. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В., Черников Е.И. Применение метанола для борьбы с гидратами при водопроявлении скважин / Особенности разработки и эксплуатации газовых месторождений Прикаспийской впадины. — М.: ВНИИГаз, 1982, с. 84-89.

20. Кабанов Н.И. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве антигидратного реагента. Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. -М.: ИРЦ Газпром, 1996, с. 19.

21. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М., 1990, 214 с.

22. Истомин В.А. Особенности ввода в поток газа ингибитора гидратообразования и кинетика его распределения по фазам. В сб.: Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. - М.: ВНИИГаз. - 1995. -с.101-116.

23. Carl W. Zahn, United States Patent № 3,633,338, Jan. 11, 1972.

24. Бурмистров А.Г., Истомин B.A., В.П. Лакеев В.П. и др. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту. Патент РФ № 1350447, 1991.

25. Сулейманов Р.С., Беспрозванный А.В., Кульков А.Н. и др. Энерго- и ресурсосберегающие технологии ингибирования гидратообразования на УКПГ. Ж. Газовая промышленность, 2001, № 8. С. 28-30.

26. Rojey A., Larye J. Integrate process for the treatment of a methane-containing wet gas in order to remove water therefrom. United States Patent US 4775395, Oct. 16, 1986.

27. Зиберт Г.К., Ибрагимов И.Э. Способ подготовки природного газа к транспорту с использованием ингибитора гидратообразования. Патент РФ № 2117854, 1988 г.

28. Ананенков А.Г., Ахметшин Б.С., Бурмистров А.Г. и др. Способ переработки природного газа Патент РФ № 22097648, 1997 г.

29. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Губин В.М. и др. Способ переработки природного газа. Патент РФ № 2124929, 1999 г.

30. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Бурмистров А.Г. и др. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2124930, 1999 г.

31. Бурмистров А. Г., Якупов 3. Г., Лужкова Е. А./ К оценке эффективности рециркуляционной технологии использования метанола на установках НТС / М.:, ВНИИОЭНГ: НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе", 2000, № 1, с. 24-28.

32. Minklinen A., Larue Y.M., Patel S., Levier J.-F. Methanol gas-treatment scheme offers economic, versatility Oil and gas journal, v. 90, № 22, pp. 65-72, 1992.

33. Noda K., Sato K., Nagatsuka K., Ishida K. Ternary liquid liquid - equilibria for the systems of aqueous methanol solution and propane or n-butane. // J. Chem. Eng. Japan. -1975. - v. 8, № 6., - p.p. 492-493.

34. Бык С.Ш., Макагон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты.- М.: Химия, 1980 г.-296 е., ил.

35. Самарин А.А. Автореферат канд. диссер. "Исследование фазовых превращение некоторых углеводородов и метанола в процессах промысловой обработки газоконденсатных смесей" М., ВНИИГаз, 1971, 27 с.

36. Истомин В.А., Квон В.Г. Методические указания по расчету фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. Мингазпром, М.: ВНИИГАЗ, 1985, с. 124

37. Сперанский Б.В., Бурмистров А.Г., Гафаров Н.А. Содержание метанола в газовой фазе в условиях промысловой обработки газа / ЭИ сер Подготовка, переработка и использование газа//М., ВНИИЭгазпром, 1986, с. 1-3.

38. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования / Истомин В.А., Квон В.Г., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. // Мингазпром, НПО "Союзгазтехнология", М.: ВНИИГАЗ, 1987, с. 72.

39. Бенюан Д. Ифпексол простой способ переработки газа. Ж. Газовая промышленность, 2001, № 5, с. 50-53.

40. Kritchewsky J., Kolesova М. Acta Phisicochemica URSS, 1941, v. 15, p. 327, vol. 276 (3-4).

41. Синявская Р.П., Ярым-Агаев H.JI. Фазовые равновесия в системе метан-вода-метанол при низких температурах. Газовая пром-сть, 1985, № 2, с. 26-27.

42. Parish W.R., Prausnitz J.M. "Dissociation Pressures of Gas Hydrates Formed by Gas Mixtures", Ind. & Eng. Chem. Proc. Design Development, V. 11, p. 26, 1972.

43. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В., Степанова Г.С. Причины высоких концентраций метанола в низкотемпературном сепараторе УКПГ Газовая промышленность, "Недра", 1986, № 4, с. 21-22.

44. Синявская Р.П., Ярым-Агаев Н.Л., Колиушко И.И. и др. Фазовые равновесия в системе метан-вода-метанол при высоких давлениях. Газовая промышленность, 1984, № 7, с. 39-40.

45. Сперанский Б.В., Бурмистров А.Г. Содержание воды в газоконденсатных смесях. М., ВНИИЭгазпром. Реф. сб. Подготовка, переработка газа и газового конденсата, 1983, № 4, с. 5-7.

46. Макагон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М., "Недра", 1974, 208 с.

47. Требин Ф.А., Макагон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. М., "Недра", 1976, 368 с.

48. Новые технические решения при обустройстве Ямбургского ГКМ. Турев-ский Е.Н., Елистратов В.И., Кубанов А.Н. и др. М.: ВНИИЭгазпром, Обз. ин-форм. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 5, 1988, 36 с.

49. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 880 е.: ил. ISBN 5-8365-0101-7.

50. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки каза и конденсата. — М.: "Недра-Бизнесцентр", 1999. -596 е.: ил. ISBN 5-8365-0008-8.

51. Сперанский Б.В., Бурмистров А.Г. Особенности применения летучих ингибиторов гидратообразования. Подготовка, переработка газа и газового конденсата. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, М., 1983, № 5, с. 1-3.

52. Истомин В.А., Лакеев В.П., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, ч. I. М.: ВНИИГАЗ, 1990, с. 82.

53. Истомин В.А., Ланчаков Г.А., Беспрозванный А.В. и др. Технология рециркуляции метанола в системах промысловой подготовки газа: достижения и перспективы. НТЖ Наука и техника в газовой промышленности. М., 2002, № 2, с. 48-55.

54. Ананенков А.Г., Бурмистров А.Г., Кабанов Н.И., Салихов З.С., Ахметшин Б.С., Петере В.Я., Якупов З.Г., Лужкова Е.А., Кубанов А.Н. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2161526 (действует с 06.06.2000).

55. Расулов A.M., Лунина Т.Н. Фазовое состояние системы углеводородный конденсат метанол - пластовая вода в условиях промысловой обработки газа.- М.: ВНИИЭгазпром, 1987, 38 с. Обз. информ., сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 11.

56. Распределение метанола по фазам при обработке газовых и газоконденсатных смесей / В.Г. Хадыкин, В.Н. Ахметов, Э.Б. Бухгалтер, А.Г. Бурмистров.- Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром. 1978. № 10. С. 11-17.

57. Золотарев Н.А., Зыбинов И.И., Романков Ю.И. и др. / Взаимная растворимость конденсата и метанола в присутствие влаги / Газовая промышленность. -1961.-№2.-С. 39.

58. Бурмистров А.Г., Лужкова Е.А. Результаты исследований циркуляционной технологии применения метанола на Ямбургском газоконденсатном месторождении / М.:, ВНИИОЭНГ: НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе", 2003, № 2, с. 16-19.

59. Методические основы для расчета экономии от использования изобретений, промышленных образцов, полезных моделей и рационализаторских предложений / Утверждены. Зам. Председателя Правления ОАО "Газпром" 22.06.1999 г., 36 с.

60. Результаты моделирования "типовой" технологии применения метанола

61. УКПГ-1 в Ямбургского месторождения Концентрация регенерированного метанола 86 % масс. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; 0^0,490; G2 = 0,686; G3=0;гсумм 1,

62. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

63. Р,МРа 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12,0 21,3 21,9 15,0 15,0 18,4 15,0 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 7,489 0 7,489 7,042 2,935 0,127 4,108 2,712

64. С,% масс. 0,7 0,7 1,0 80,9 80,9 86 86 1,0 86 73,5

65. Мгаз 0,035 0,034 0 0 0,034 0 0 0 0 0 1,0

66. W w газ 0,31 0,309 0 0 0,309 0 0 0 0 0 0,016

67. Мвмр 0,035 0 0,048 6,059 0 6,059 6,056 2,524 0,001 3,533 1,993

68. Wbmp 5,005 0,001 5,006 1,43 0 1,43 0,986 0,411 0,125 0,575 0,719

69. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,04

70. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

71. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,549 5,097 4,927 0,448 4,658 4,675 7,508 0 0,019 5,375

72. С,% масс. 97,2 86 1,0 0,8 84,5 84,6 80,9 80,9 0,9

73. Мгаз 0,385 0 0 0 0 0,328 0 0,433 0 0

74. А^газ 0,001 0 0 0 0 0,003 0 0,022 0 0

75. Мвмр 0,534 4,382 0,047 0,003 3,937 3,954 6,074 0 0,016 0,05wbmp 0,015 0,715 4,88 0,444 0,721 0,721 1,434 0 0,004 5,324

76. Мконд 0,081 0,416 0 0 0,295 0,263 0,758 0 0,758 0

77. Результаты моделирования циркуляционной технологии с изменением концентрации регенерированного метанола

78. Концентрация регенерированного метанола 84 % масс.

79. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,2;G2 = 0,972; G3=0,096;1. GcyMM=l,387

80. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

81. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12,0 21,3 21,9 15,0 15,0 18,4 15,0 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,642 0 3,102 2,651 0,453 0,127 2,199 1,277

82. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,7 71,9 84,0 84,0 1,0 84,0 80,3

83. Mra3 0,035 0,034 0 0 1,688 0 0 0 0 0 1,18w »v ra3 0,31 0,309 0 0 0,197 0 0 0 0 0 0,024

84. Mbmp 0,035 0 0,048 3,884 0 2,232 2,227 0,38 0,001 1,847 1,025

85. WBmp 5,005 0,001 5,006 0,758 0 0,87 0,424 0,072 0,125 0,352 0,252

86. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,057

87. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

88. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,742 3,664 4,927 0,45 3,055 3,076 4,565 0 0,019 5,377

89. С,% масс. 96,8 86,2 1,0 1,0 83,4 83,6 83,4 83,4 1,0мгаз 0,382 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0

90. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0

91. Мвмр 0,719 3,157 0,047 0,004 2,549 2,571 3,807 0 0,016 0,051

92. Wbmp 0,023 0,507 4,88 0,446 0,506 0,506 0,759 0 0,003 5,326

93. Мконд 0,079 0,422 0 0 0,275 0,245 0,854 0 0,854 0

94. Концентрация регенерированного метанола 83,5 % масс.

95. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,191; G2 = 1,074; G3=0; GcyMM—1,385

96. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

97. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,642 0 3,114 2,664 0,402 0,127 2,262 1,216

98. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,3 0 71,6 83,5 83,5 1 83,5 79,8мгаз 0,035 0,034 0 0 1,675 0 0 0 0 0 1,17w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,198 0 0 0 0 0 0,025

99. Mbmp 0,035 0 0,048 3,868 0 2,229 2,224 0,336 0,001 1,888 0,97

100. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,774 0 0,885 0,439 0,066 0,125 0,373 0,245

101. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,056

102. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

103. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,734 3,822 4,927 0,45 3,219 3,24 4,661 0 0,019 5,377

104. С,% масс. 96,7 86,1 1,0 1,0 83,5 83,6 83,3 0 83,3 1,0

105. Мгаз 0,381 0 0 0 0 0,322 0 0,426 0 0

106. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0

107. Мвмр 0,71 3,29 0,047 0,004 2,688 2,71 3,884 0 0,016 0,051

108. Wbmp 0,024 0,532 4,88 0,446 0,531 0,53 0,777 0 0,003 5,326

109. Мхонд 0,079 0,419 0 0 0,277 0,247 0,851 0 0,851 0

110. Концентрация регенерированного метанола 83,4 % масс.

111. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,196; G2=l,168; GcyMM=l,483

112. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

113. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5J 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 8,004 0 6,283 5,838 0,865 0,127 4,973 1,772

114. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,9 0 77,6 83,4 83,4 1,0 83,4 82,4мгаз 0,035 0,034 0 0 1,838 0 0 0 -о 0 1,226w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,183 0 0 0 0 0 0,022

115. Mbmp 0,035 0 0,048 6,714 0 4,874 4,87 0,722 0,001 4,148 1,461

116. Wbmp 5,005 0,001 5,006 1,29 0 1,409 0,968 0,143 0,125 0,825 0,311

117. МК0НД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,064

118. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

119. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,78 6,665 4,927 0,444 5,986 6,003 8,024 0 0,019 5,371

120. С,% масс. 97,3 85,3 1,0 0,8 83,6 83,6 83,9 0 83,9 0,9

121. Мгаз 0,385 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0

122. W YV газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0

123. Мвмр 0,759 5,683 0,047 0,004 5,001 5,02 6,73 0 0,016 0,051

124. Wbmp 0,021 0,982 4,88 0,441 0,984 0,984 1,294 0 0,003 5,321

125. Мк0нд 0,082 0,397 0 0 0,277 0,246 0,874 0 0,874 0

126. Результаты моделирования циркуляционной технологии с извлечением метанола из товарного конденсата Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 5 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; G!=0,2; G2=0,818; G3 = 0,215;1. GcyMM 1 ,

127. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

128. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,063 2,615 0,514 0,127 2,101 1,249

129. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,2 72,7 85 85 1,0 85 78,8мгаз 0,035 0,034 0 0 1,555 0 0 0 0 0 1,149w »v Газ 0,31 0,309 0 0 0,207 0 0 0 0 0 0,026

130. Mbmp 0,035 0 0,048 3,864 0 2,227 2,222 0,437 0,001 1,786 0,984

131. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,779 0 0,837 0,392 0,077 0,125 0,315 0,265

132. МК0ПД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,053

133. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

134. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t,uC -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,717 3,382 4,927 0,449 2,803 2,824 4,446 0 0,019 5,376 3,225 0,161

135. С,% масс. 96,5 86,2 1,0 0,9 83,4 83,6 82,5 82,5 1,0 72,7 72,7

136. Мгаз 0,38 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0

137. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0

138. Мвмр 0,692 2,914 0,047 0,004 2,338 2,36 3,671 0 0,016 0,051 2,344 0,117

139. WBMp 0,025 0,467 4,88 0,445 0,465 0,464 0,776 0 0,003 5,325 0,881 0,044

140. Мконд 0,077 0,422 0 0 0,275 0,245 0,82 0 0,82 0 0 0

141. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 10 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; G!=0,2; G2=0,821; G3 = 0,167; GcyMM=l,307

142. Пока- Номер технологической точкизатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

143. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 3,051 2,604 0,51 0,127 2,094 1,14

144. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 82 0 72,7 85 85 1,0 85 76мгаз 0,035 0,034 0 0 1,376 0 0 0 0 0 1,092

145. W vv газ 0,31 0,309 0 0 0,22 0 0 0 0 0 0,029

146. Мвмр 0,035 0 0,048 3,805 0 2,218 2,214 0,433 0,001 1,78 0,866

147. WBMp 5,005 0,001 5,006 0,837 0 0,834 0,391 0,076 0,125 0,314 0,274

148. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,046

149. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

150. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61

151. Сс -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,9

152. MP 0,671 3,332 4,927 0,447 2,8 2,82 4,495 0 0,019 5,374 3,39 0,339

153. С, °/о масс. 95,8 85,9 1,0 0,9 83,4 83,6 81,4 81,4 1,0 72,7 72,7мгаз 0,375 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0

154. W »»газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0

155. Мвмр 0,643 2,863 0,047 0,004 2,336 2,356 3,659 0 0,016 0,051 2,464 0,246

156. WBMP 0,028 0,47 4,88 0,443 0,464 0,463 0,836 0 0,004 5,323 0,926 0,093

157. Мконд 0,074 0,415 0 0 0,275 0,245 0,776 0 0,776 0 0 0

158. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 20 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gj=0,2; G2=0,829; G3 = 0,063;1. GcyMM 1,211

159. Пока- Номер технологической точкизатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

160. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,4 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,028 2,584 0,502 0,127 2,082 0,903

161. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 79 72,7 85 85 1,0 85 67,4

162. Мгаз 0,035 0,034 0 0 0,95 0 0 0 0 0 0,932w vv ra3 0,31 0,309 0 0 0,251 0 0 0 0 0 0,038

163. Mbmp 0,035 0 0,048 3,666 0 2,201 2,196 0,427 0,001 1,77 0,609

164. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,976 0 0,827 0,388 0,075 0,125 0,312 0,294

165. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,03

166. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

167. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,549 3,2 4,927 0,444 2,795 2,811 4,599 0 0,019 5,371 3,785 0,757

168. С,% масс. 93,3 85,1 1,0 0,9 83,4 83,6 78,7 78,7 1,0 72,7 72,7

169. МГаз 0,358 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0

170. Wra3 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0

171. МВмр 0,512 2,723 0,047 0,004 2,332 2,349 3,62 0 0,015 0,051 2,751 0,55

172. Wbmp 0,037 0,477 4,88 0,44 0,463 0,462 0,978 0 0,004 5,32 1,034 0,207

173. Мконд 0,062 0,392 0 0 0,276 0,245 0,684 0 0,684 0 0 0

174. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 30 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,147; G2=0,85; G3 = 0; GcyMM=l,116

175. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

176. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,6 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,005 2,564 0,377 0,127 2,187 0,569

177. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 75,6 72,7 85 85 1,0 85 48,9

178. Mra3 0,035 0,034 0 0 0,468 0 0 0 0 0 0,64w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,286 0 0 0 0 0 0,057

179. Mbmp 0,035 0 0,048 3,509 0 2,184 2,18 0,321 0,001 1,859 0,279

180. WBMp 5,005 0,001 5,006 1,134 0 0,821 0,385 0,057 0,125 0,328 0,291-М-КОНД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,013

181. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

182. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t,uC -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,353 3,093 4,927 0,44 2,918 2,926 4,662 0 0,019 5,367 4,232 1,227

183. С,% масс. 84,7 83,4 1,0 0,9 83,6 83,6 75,6 75,6 1,0 72,7 72,7

184. М 0,306 0 0 0 0 0,322 0 0,426 0 0 0 0

185. W YY газ 0,003 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0 0 0

186. Mbmp 0,299 2,581 0,047 0,004 2,439 2,447 3,524 0 0,015 0,051 3,076 0,892

187. Wbmp 0,054 0,512 4,88 0,436 0,479 0,479 1,138 0 0,005 5,316 1,156 0,335

188. М^К0НД 0,035 0,351 0 0 0,278 0,247 0,591 0 0,591 0 0 0