Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири

Якупов, Зимфир Галимухаметович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири"

На правах рукописи

ЯКУПОВ ЗИМФИР ГАЛИМУХАМЕТОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

- и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

На правах рукописи

ЯКУПОВ ЗИМФИР ГАЛИМУХАМЕТОВИЧ

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Работа выполнена в ООО "Ямбургтаздобыча"

Научный руководитель

■ доктор технических наук, профессор Басниев К. С.

Официальные оппоненты -

доктор химических наук

Истомин В.А. кандидат технических наук Толстое В.А.

Ведущее предприятие -

ООО "Уренгойгазпром"

Защита состоится 2004 г. в/3 часов на заседании диссер-

тационного совета Д 511.001.01 при ООО "ВНИИГАЗ" по адресу: 142717 Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, ООО "ВНИИГАЗ"

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ООО "ВНИИГАЗ" Автореферат разослан 2004 г.

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

Соловьев Н.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Более полное извлечение углеводородов Сз+ из добываемого газоконденсатного сырья и обеспечение надежной работы газо- и конденсатопроводов в многолетне-мерзлых породах в условиях месторождений углеводородов Западной Сибири являются актуальными задачами для газовой отрасли Российской Федерации.

Как показала практика, из-за нерешенной проблемы гидратообразования при обработке продукции газоконденсатных залежей на Ямбургском месторождении достижение регламентированной температуры товарного газа (-2...-5°С) оказалось возможным лишь при температуре процесса низкотемпературной абсорбции углеводородов Сз+ на 15°С выше проектной, составляющей минус 25°С. Это приводит к нарушению требований ОСТ 51.40-93 по показателю качества газа "точка росы по углеводородам", а также к низкому уровню извлечения жидких углеводородов из добываемого сырья и снижению коэффициента конденсатоотдачи.

Исследование этих проблем в условиях разработки одного из крупнейших в стране Ямбургского газоконденсатного месторождения и совершенствование технологии промысловой обработки при подготовке к транспорту добываемого углеводородного сырья позволит повысить степень извлечения жидких углеводород, эффективность технологических процессов и уменьшит отрицательное воздействие на окружающую среду.

Цель работы

Исследование и совершенствование методов повышения эффективности технологии промысловой обработки газоконденсатных смесей для обеспечения извлечения максимального количества жидких углеводородов и предупреждения гидрато-образования.

Основные задачи исследования

- анализ термогидродинамических условий работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) на примере Ямбургского газоконденсатного месторождения;

- анализ условий образования гидратов и оценка перспектив применения различных способов их предупреждения в разные периоды разработки месторождений;

- анализ динамики извлечения жидких углеводородов в процессе разработки газо-конденсатной залежи и установление технологических режимов эксплуатации, обеспечивающих максимальную конденсатоотдачу.

Для решения поставленных задач выполнены аналитические и промысловые исследования технологии обработки газоконденсатных смесей, расчетное моделирование и промышленные испытания усовершенствованных процессов при комплекс -ном рассмотрении возможности извлечения максимального количества конденсата и предупреждения гидратообразования.

Научная новизна

Исследованы термобарические условия извлечения жидких углеводородов из газа в условиях возможного гидратообразования и показана необходимость комплексного учета взаимодействия этих факторов при проектировании технологий подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений.

Впервые исследованы условия фазовых превращений в системе «природный газ - метанол - вода» при противоточном контактировании водометанольного раствора с газом и выявлены предпосылки для успешной реализации этого процесса на УКПГ-1в Ямбургского месторождения.

Защищаемые положения

1. Обобщённый анализ и результаты исследований по обоснованию усовершенствованной технологии обработки газоконденсатной смеси на месторождениях Западной Сибири.

2. Результаты исследований по повышению эффективности циркуляционной' технологии использования метанола для предупреждения гидратообразования.

3. Методы повышения эффективности обработки газоконденсатных смесей с учетом достижения максимально возможного извлечения жидких углеводородов Сз+ и необходимостью поддержания оптимальной температуры газа в газопроводах при его транспортировке в условиях месторождений Западной Сибири.

Практическая ценность

Реализация предложенных диссертантом рекомендаций обеспечила значительное улучшение показателей работы УКПГ-1в на Ямбургском месторождении. Ис-

пользование результатов исследований в условиях месторождений Западной Сибири повысит эффективность работы систем подготовки и транспорта газа; надежность технологии предупреждения гидратообразования, в особенности на проектируемых месторождениях углеводородов акваторий Обской и Тазовской губ и полуострова Ямал.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались:

- на НТС РАО "Газпром" "О ходе работ по обеспечению качества добываемого, транспортируемого и поставляемого потребителям, в том числе и на экспорт, природного газа", Москва, ВНИИГАЗ, февраль 1998 г.;

- на конференции "Методы решения региональных проблем экологической безопасности потенциально опасных объектов", Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998 г.;

- на НТС ОАО "Газпром" "Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО "Газпром", г. Ноябрьск 1999 г.;

- на Десятом международного конгрессе "CITOGIC'2000-Москва", 2000 г.;

- на НТС ОАО "Газпром" "Технические решения по подготовке к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей", г. Надым, 2001 г.

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 13 статей и получен патент РФ на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и приложения. Работа изложена на 178 страницах машинописного текста и содержит 45 рисунков и 33 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы, изложены цель, задачи и методы исследований, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе рассмотрена эффективность различных способов применения метанола для предупреждения гидратообразования в процессах промысловой подго-

товки газоконденсатных смесей месторождений углеводородов Западной Сибири на примере установок комплексной подготовки газа Уренгойского и Ямбургского месторождений. Полученные данные свидетельствуют о многовариантности технологий применения метанола даже в сравнительно несложных схемах установок низкотемпературной сепарации (далее НТС). Выявлена также необходимость повышения эффективности технологических процессов с целью увеличения степени извлечения жидких углеводородов и снижения расхода ингибитора.

На основании полученных результатов автором сделан прогноз относительно перспектив применения метанола в качестве антигидратного реагента для условий обработки газа, добываемого из нижнемеловых отложений Ямбургского месторождении. Отмечено, что для обоснования "метанольной" технологии на УКПГ-1в этого месторождения требуется разработка методического подхода к определению без-гидратных условий реализации процесса низкотемпературной абсорбции углеводородов (далее НТА), не применявшегося ранее в отечественной практике.

Приведены результаты анализа проектной технологической схемы УКПГ-1в, реализованной на Ямбургском ГКМ. Схема установки разработана институтом ЮжНИИгипрогаз и значительно отличается от схем других отечественных низкотемпературных УКПГ. (Рис. 1).

В первую очередь это отличие заключается в применении гликолевой осушки сырьевого газа, с помощью которой предполагалось решить проблему гидратообра-зования с минимальными эксплуатационными издержками. Кроме того, реализованная технология включает процесс НТА, обеспечивающий увеличение количества извлекаемой из газа пропан-бутановой фракции по сравнению с обработкой газа по способу НТС.

Автором выполнен анализ условий образования гидратов на УКПГ-1 в для разных стадий обработки добываемого сырья.

Установлено, что параметры работы практически всех аппаратов соответствуют области гидратообразования, и достижение проектных показателей установки возможно только при обеспечении надежных безгидратных режимов. В этой связи решение данной проблемы является одной из основных задач исследований в диссертационной работе.

Рис. 1. Проектная технологическая схема УКПГ-1в Ямбургского ГКМ

Во второй главе приведены результаты промысловых исследований условий работы основного технологического оборудования УКПГ-1в.

При исследовании условий работы абсорбера гликолевой осушки А-1 концентрация регенерированного диэтиленгликоля (РДЭГ) составила в среднем 98,8 % масс, самая низкая зафиксированная концентрация - 97,4 % масс. Производительность аппарата по газу при проведении испытаний изменяли в дипазоне 305...410 тыс. м3/час (номинальная производительность - 417 тыс. м3/час).

Установлен высокий механический унос с газом ДЭГа из абсорбера А-1: по проекту унос абсорбента не превышает 15 г/1000 м3, тогда как фактический составил ~45 г/1000 м3. Точка росы газа по воде превышала проектную (-25°С) и достигала минус 21°С. Вследствие этого возможна конденсация водной фазы в аппаратах воздушного охлаждения газа (АВО) как по причине охлаждения нижних теплооб-менных трубок до более низкой температуры, так и из-за несоблюдения регламентированных показателей качества осушенного газа.

Исследования условий работы аппарата воздушного охлаждения (АВО) показали, что перепад давления в нем в 2...3 раза превышает величину перепада по паспортной характеристике (0,3...0,4 МПа). В схожих условиях работают теплообменники "газ-газ" (Т-1): имеет место повышенный перепад давления прямого потока газа. Среднее значение коэффициента теплопередачи теплообменника составило 253,2 ккал/м2ч °С, тогда как по паспортной характеристике диапазон изменения этого показателя 480...700 ккал/м2 ч °С. Из-за низкой эффективность работы Т-1 температуры охлажденного газа составляет около 0°С, что существенно выше проектной -минус 6°С. Соответственно выше по сравнению с проектом и температура НТА (в абсорбере А-2): -15...-22°С вместо -25°С. Кроме того, не выполняется требование по поддержанию температуры товарного газа на уровне -2.. .-5°С.

Оценена эффективность работы трехфазного разделителя Р-1. Поскольку в абсорбере А-2 отмечено гидратообразование, автором сделан вывод о присутствии "свободной" воды в конденсате, поступающем из разделителя Р-1. Отмечено, что одной из причин присутствия воды является уменьшение ее растворимости в кон-

денсате вследствие снижения температуры в абсорбере А-2 (на ~40°С) по сравнению с температурой в разделителе Р-1.

Результаты исследования подтвердили эффективность реализованного на УКПГ-1в процесса НТА. Такой вывод сделан на основании сравнительной оценки количества извлекаемой из газа пропан-бутановой фракции и компонентов С5+ при одних и тех же параметрах работы установки при режимах НТС и НТА. Минимальная температура в абсорбере А-2 при испытаниях составила минус 22°С, то есть выше проектной (-25°С), что в первую очередь обусловлено низкой эффективностью работы теплообменников Т-1.

Причиной, осложнявшей проведение исследований, являлось гидратообразо-вание в абсорбере А-2. Гидравлические потери при нормальном режиме работы абсорбера А-2 составляли 0,05...0,06 МПа и имели место в начальный период работы аппарата после "отогрева". В процессе проведения испытаний перепад давления в абсорбере А-2 возрастал вследствие гидратообразования. Наличие гидратных отложений в аппарате подтверждено при ревизии состояния абсорбера А-2. Отмечено, что более высокая по сравнению с проектом точка росы газа по воде после гликоле-вой осушки способствует гидратообразованию при реализации процесса НТА.

Повышение эффективности НТА при устранении недостатков проектной технологии возможно путем снижения температуры в А-2, в том числе, за счет охлаждения подаваемого на орошение конденсата. По проекту жидкостная смесь из аппарата А-2 "самотеком" поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-2 и Т-3, где происходит охлаждение "прямого" потока (конденсата-абсорбента, подаваемого на орошение в А-2). При проведении промысловых исследований осуществить охлаждение конденсата-абсорбента в Т-2 и Т-3 не удалось. Установлена препятствующая этому причина - отсутствие перетока по "самотечной" линии конденсата из абсорбера А-2 в теплообменники Т-3 и Т-2. Для устранения выявленного недостатка и создания "принудительного" перетока автором предложено внести изменение в схему УКПГ-1 B, В соответствие с которым жидкость с полуглухой тарелки А-2 выводится в кубовую часть этого аппарата. Реализация технического предложения дала положительный результат.

По результатам исследований установлено, что проектная технология УКПГ-1в не обеспечивает регламентированную температуру товарного газа (-2...-5°С) без ухудшения технико-экономических показателей УКПГ-1. Выполнение требования по температуре товарного газа намечалось обеспечить за счет неполной рекуперации холода газового потока после процесса НТА, температура которого по проекту минус 25°С. На практике из-за низкой эффективности работы теплообменного оборудования поддерживать температуру обработанного газа на уровне -2...-5°С оказалось возможным лишь при температуре НТА не ниже -10°С (на 15°С выше проектной). Вследствие этого из товарного газа недостаточно полно извлекаются углеводороды Сз+, и не выполняется требование к качеству его подготовки по показателю "точка росы по углеводородам".

В третьей главе приведены результаты изучения особенностей эксплуатации системы охлаждения газа на УКПГ-1 в при использовании гликолевой осушки.

Для исследования условий работы теплообменников Т-1 автором выполнено расчетное моделирование режимов их работы. Моделирование осуществлено с использованием двух методов: с помощью разработанного программного модуля и на базе системы уравнений материальных и тепловых потоков. По результатам моделирования определено количество газа в прямом и обратном потоках теплообменников, скорость газа в межтрубном пространстве и коэффициенты теплопередачи. Хорошее совпадение результатов расчета по обоим методам свидетельствует о достоверности полученных данных. По результатам исследования установлено несоответствие проектных и найденных путем моделирования показателей, следствием чего является низкая эффективность теплообмена в аппаратах.

Для выявления причин расхождения между расчетными и проектными показателями работы теплообменников Т-1 автором исследованы условия гидратообра-зования в этих аппаратах с учетом антигидратных свойств ДЭГа, присутствующего вследствие механического уноса с газом из абсорбера А-1.

Механический унос гликоля из абсорбера А-1 (~45 г/1000 м3) более чем на порядок превосходит равновесное содержание ДЭГа в паровой фазе при условиях осушки. Расчетом определены количество и состав выделяющегося в Т-1 водогли-

колевого раствора при двух режимах работы А-1: проектном, с подачей регенерированного ДЭГа с концентрацией 99,3% масс, и зафиксированном при проведении промысловых исследований - с подачей на орошение ДЭГа с концентрацией 97,4 % масс.

Данные, представленные на рис. 2, позволяют следующим образом охарактеризовать условия работы аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и Т-1 по проектной технологии.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 Количество ДЭГа, уносимого с газом из А-1, г/1000 м3

Рис. 2. Условия образования гидратов в ABO и Т-1 при эксплуатации УКПГ-1в с гликолевой осушкой газа

При подаче на орошение в абсорбер А-1 регенерированного ДЭГа с концентрацией 99,3% масс, для обеспечения безгидратных условий в системе охлаждения газа достаточен незначительный механический унос жидкости с газом: 10 г/1000 м3 при фактической температуре на выходе из Т-1 (0°С) и 12 г/1000 м3 - при проектной температуре (минус 6°С). В этом случае концентрация гликоля в образующемся водном растворе достаточна для предотвращения образования гидратов (область гидратообразования на рис. 2 расположена ниже жирных линий).

-15

Проектная температура

При осушке газа ДЭГом с начальной концентрацией 97,4 % масс, безгидрат-ные условия работы аппаратов АВО и Т-1 устанавливаются при механическом уносе гликоля с газом в количестве не менее 38 г/1000 м3 - при фактической температуре в Т-1 (0°С), и не менее 48 г/1000 м3 - при проектной температуре (-6°С). В итоге предупреждение гидратообразования в системе охлаждения газа достигается только за счет механического уноса ДЭГа из абсорбера А-1 (в диапазоне 15...45 г/1000 м3 газа - в зависимости от концентрации РДЭГа). С учетом эпизодического снижения концентрации РДЭГа (например, как установлено, до 97,4 % масс.) гарантированный безгидратный режим работы АВО и Т-1 при уносе гликоля ~ 45 г/1000 м3 газа обеспечивается при температуре охлажденного газа не ниже О...-2°С, что соответствует фактическим показателям работы УКПГ-1.

В соответствии с проектной схемой механически уносимый из А-1 гликоль выделяется в сепараторе С-3, смешивается с конденсатом-абсорбентом (из разделителя Р-1) и поступает на орошение в низкотемпературный абсорбер А-2. Согласно выполненному расчету поступающий в абсорбере А-2 водогликолевый раствор не обладает достаточными антигидратными свойствами для обеспечения проектной температура процесса НТА. Кроме того, присутствие в конденсате-абсорбенте ДЭГа (~45 г/1000 м3 газа) ухудшает гидродинамический режим работы абсорбера А-2 и, соответственно, условия массообмена.

Выявленные особенности эксплуатации УКПГ-1 в свидетельствуют о необходимости внесения изменений в технологическую схему установки для достижения проектных показателей ее работы.

При проведении исследований на УКПГ-1 в из-за неработоспособности теплообменников Т-2 и Т-3 на орошение в абсорбер А-2 подавался неохлажденный конденсат-абсорбент. Автором выполнена расчетная оценка влияния присутствия воды в конденсате на условия гидратообразования в указанных теплообменниках. Анализ расчетных данных показал, что вследствие гидратообразования достижение даже верхней границы проектного температурного интервала (-15...-25°С) возможно лишь при отсутствии уноса воды из разделителя Р-1. Для устранения гидратообра-зования при эксплуатации УКПГ-1 в по проектной схеме потребовалась постоянная

закачка метанола в линию конденсата-абсорбента, причем удельный расход ингибитора составил значительную величину: более 1,8 кг на 1000 м3 газа. Данная мера позволила обеспечить работоспособность теплообменников Т-2 и Т-3 и перейти к выработке технических решений по повышению эффективности их работы.

Согласно проектной схеме УКПГ-1в теплообменники Т-2 и Т-3 обвязаны параллельно, и поступающая в межтрубное пространство теплообменников жидкость предварительно разделяется на две части. Как показали результаты расчетного моделирования условий работы теплообменников, при их последовательном соединении температура охлаждаемого конденсата-абсорбента снижается до минус 14°С (на 7 градусов ниже, чем при параллельном соединении). Одновременно возрастает загрузка по межтрубному пространству Т-3 (на 87 %) и Т-2 (на 120 %), в результате чего повышается эффективность работы обоих теплообменников. Коэффициент теплопередачи при варианте с параллельной обвязкой Т-2 и Т-3 составляет ~50 Вт/м2-К, при последовательном соединении возрастает, как минимум, на 30 % - до 65 Вт/м2-К. На основании результатов выполненного исследования проведена реконструкция УКПГ-1в И реализована схема с последовательным соединением теплообменников Т-3 и Т-2. Благодаря внедрению комплекса разработанных в диссертации технических решении в настоящее время на УКПГЧв достигнута не только проектная температура конденса-абсорбента (-15...-25°С), но и более низкая - минус 28°С.

В четвертой главе оценена эффективность использования метанола при эксплуатации УКПГ- 1в по проектной технологии - с применением гликолевой осушки газа. Как показали промысловые исследования, для обеспечения работоспособности установки в этом случае метанол необходимо закачивать в конденсат-абсорбент, подаваемый на орошение в абсорбер А-2.

Для исследования условий гидратообразования в абсорбере А-2 автором разработана расчетная модель массообмена при противоточном контактировании BMP с газом. Результаты определения концентрация метанола на теоретических ступенях массопереноса (ТСМ) применительно к условиям работы А-2 приведены на рис. 3.

а>

1 2 3 4 5 6 7 8 Номер теоретической тарелки и число ступеней массопереноса

Рис. 3. Изменение концентрации метанола в абсорбере А-2 в зависимости от числа ТСМ и растворимости метанола в конденсате

Согласно полученным данным растворимость метанола в конденсате незначительно влияет на концентрацию ингибитора в выводимой из абсорбера водной фазе. Изменение числа ТСМ в интервале 2... 7 также слабо отражается на конечной концентрации метанола в BMP. При числе ТСМ, равном пяти, и растворимости метанола в конденсате 0,2...0,4 % масс, остаточная концентрация ингибитора изменяется в сравнительно узком диапазоне 70,1...73,8 % масс. Значимость этого вывода обусловлена тем, что число ТСМ для условий работы абсорбера А-2, оборудованном десятью массообменными тарелками, можно оценить весьма приближенно (по экспертной оценке от 3 до 6). Благодаря выявленному обстоятельству минимальная концентрации метанола в BMP для различных режимов работы абсорбера А-2 может быть определена с сохранением точности расчета при одном и том же числе ТСМ, равном, например, пяти.

Как следует из результатов расчета, при фиксированном расходе метанола концентрация ингибитора в BMP по мере снижения температуры растет. При расходе метанола 1,8 кг/1000 м3 газа и температуре ниже минус 8°С стекающий на полуглухую тарелку А-2 раствор обладает достаточными антигидратными свойствами (в том числе при достигнутой по проектной технологии температуре НТА -14°С...-17°С). Условия для образования гидратов в А-2 при фиксированном расходе ингибитора 1,8 кг/1000 м3 газа имеют место при "выводе" установки на рабочий режим (при недостаточном охлаждении газа), что и нашло подтверждение на практике.

Результаты исследования позволили автору сделать благоприятный прогноз относительно возможности повышения эффективности применения метанола на УКПГ-IB при достижении проектной (минус 25°С) и более низкой температуре в А-2. При снижении температуры НТА это обусловлено уменьшением равновесного содержания метанола в газе и увеличением его доли в водной фазе. Если вследствие растворимости в газе метанол безвозвратно теряется, то из водной фазы ингибитор может быть регенерирован и использован повторно. Расчетные данные по количеству метанола в обработанном газе и в водной фазе, выводимой из А-2, приведены на рис. 4.

Согласно прогнозу при достижении проектной температуры в А-2 (-25°С) технологические потери метанола вследствие растворимости в газе составят 0,53 кг/1000 м3 газа, что на ~0,4 кг/1000 м3 меньше по сравнению с аналогичными потерями при эксплуатации УКПГ-1в с гликолевой осушкой газа. При температуре НТА минус 30°С эффективность работы установки еще больше возрастает: потери метанола с обработанным газом сокращаются до ~0,4 кг/1000 м3 газа, и одновременно увеличивается количество извлекаемых из газа углеводородов С3+.

Полученные результаты свидетельствуют о благоприятных условиях работы УКПГ-^ при исключении гликолевой осушки и использовании одного реагента -метанола. Помимо отмеченных факторов, "метанольная" технология по сравнению с проектной обеспечивает более надежную защиту от гидратообразования АВО и теплообменников Т-1.

о о о

"й Ьй

с? Ч о

»г» «

н и 2 1>

Я СО

о.

<и §

1,4

1,2 1

0,8 0,6 0,4 0,2 0

1 Проектная 1 Фактическая

температура температура >

А > к /

В водной фазе

В обработанном

газе

-30

-25

-20

-15

-10

Температура в абсорбере А-2, С

Рис. 4. Фазовое распределение метанола в зависимости от температуры в абсорбере А-2 (при закачке 1,8 кг/1000 м3 газа ингибитора в линию конденсата-абсорбента)

Пятая глава посвящена вопросам обоснования и реализации усовершенствованной технологии предупреждения гидратообразования на УКПГМв.

Прогнозируемое преимущество "метанольной" технологии по сравнению с двухреагентной (с использованием ДЭГа и метанола) предопределило поиск такого варианта ее применения, который бы позволил с максимальной эффективностью использовать установленное оборудование установки. В наиболее полной мере такой результат достигается при использовании "циркуляционной" технологии, основанной на свойстве метанола хорошо растворяться в газе на "теплых" ступенях сепарации установок НТС. Для реализации циркуляционной технологии выделенный в "холодных" сепараторах водометанольный раствор закачивают в поток газа на предыдущие, более "теплые" ступени. В более совершенных способах сепаратор на самой "теплой" ступени оборудуется массообменной секцией, в которую отработан-

ный ингибитор подают на орошение. Противоточное контактировании BMP с газом в массообменной секции способствует более полному переходу метанола (отдувке) в паровую фазу и, соответственно, более полному его возврату в технологический цикл обработки газа. Оставшаяся после отдувки водная фаза смешивается с жидкостью, присутствующей в поступающем на обработку газе.

Недостаток существующих способов обусловлен последним обстоятельством, так как образующийся BMP вследствие низкой концентрации метанола непригоден в качестве сырья для установки регенерации. Из-за этого теряется заметная часть метанола и, кроме того, на установке возникают экологические проблемы, обусловленные присутствием в утилизируемых стоках токсичного реагента.

С целью устранения отмеченного недостатка автором предложена усовершенствованная технология применения метанола на УКПГ-1в, которая реализуется соответствии со схемой на рис. 5. Циркуляция метанола осуществляется путем подачи отработанного ингибитора из разделителя Р-2 на орошение в аппарат А-1, выполнявший по проекту функцию абсорбера гликолевой осушки газа.

Преимущество новой технологии заключается в возможности избежать потерь метанола с водной фазой даже при неудовлетворительном качестве десорбции инги-

битора газом вследствие реализации отдувки в неприспособленном для этой цели аппарате (А-1).

Поскольку в разработанном способе неудовлетворительное качество отдувки метанола компенсируется путем регенерации его остаточного количества из водной фазы в ректификационной колонне, сепаратор С-1 играет положительную роль в части уменьшения солеотложения на установке регенерации.

Для прогнозной оценки эффективности отдувки метанола в аппарате А-1 использована разработанная модель расчета фазовых превращений воды и метанола при противоточном контактировании BMP с газом. Согласно расчету при массооб-мене, эквивалентном одной ТСМ, концентрация метанола в получаемой после от-дувки водной фазе снижается по сравнению с исходной в 2...3 раза. При таких благоприятных предпосылках и наличии установки регенерации метанола "перевод" УКПГ-1в на новую технологию эксплуатации вполне обоснован.

Приведены результаты испытаний новой технологии на УКПГ-1в. На орошение в аппараты вместо ДЭГа подавался водометанольный раствор из разделителя Р-2. Основная часть метанола в А-1 в результате отдувки переходила из BMP в паровую фазу и возвращалась таким образом в технологический цикл обработки газа.

Технологических осложнений вследствие гидратообразования при работе УКПГ-1в по однореагентной схеме не отмечалось. Испытания подтвердили возможность достижения не только проектной температуры в абсорбере А-2 (минус 25°С), но и снизить температуру НТА до минус 29...30°С. В процессе испытаний количество и концентрация BMP, подаваемого на орошение в А-1, изменялись в широких пределах: соответственно от 0,22 до 2,5 кг/ч и от 68 до 92 % масс. Во всех случаях количество "отдуваемого" метанола из исходного BMP превышала 60 %, число ТСМ при реализации процесса изменялось в пределах от 0,5 до 0,7. Удельный расход метанола на обработку 1000 м3 газа снизился с 1,85 кг до ~1,55 кг.

Реализация новой технологии и комплекса разработанных технических решений позволила значительно повысить эффективность и надежность работы УКПГ-1 в. Динамика температуры НТА и удельного количества получаемого на установке товарного нестабильного конденсата показаны на рис. 6.

Автором рассмотрены вопросы использования новой технологии при разработке намеченной к освоению конденсатсодержащей залежи Заполярного месторождения, и проектируемых месторождений полуострова Ямал.. Полученные данные свидетельствуют о возможности получения значительного экономического эффекта при использовании на этом месторождении циркуляционной технологии применения метанола.

В заключении представлены основные результаты и выводы диссертационной работы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Исследование термобарических условий извлечения жидких углеводородов из газа в условиях возможного гидратообразования, показало необходимость комплексного учета взаимодействия этих факторов при проектировании технологий обработки и подготовки к транспорту газоконденсатных смесей.

2. В процессе исследований условий фазовых превращений в системе «природный газ - метанол - вода» при противоточном контактировании водометанольного раствора с газом, выявлена возможность реализации этого процесса на УКПГ-1в Ямбургского месторождения и других месторождений Западной Сибири.

3. Гликолевая осушка с подачей метанола в конденсат-абсорбент на УКПГ-1в не обеспечивает достижения проектной температуры охлажденного газа, вследствие гидратообразования в теплообменном оборудовании. Безгидратный режим НТА обеспечивается при температуре не ниже минус 10°С С повышением температуры НТА надежность безгидратного режима повышается, но при этом значительно снижается конденсатоотдача.

4. Разработаны методы расчета расходных показателей прямых и обратных потоков газа в теплообменном оборудовании УКПГ-1в и коэффициентов теплопередачи для каждого аппарата. Установлена более высокая эффективность (на 30 %) теплообмена при последовательном соединении теплообменников Т-2 и Т-3 по сравнению со схемой параллельного соединения. Обоснованность расчетных данных подтверждена при реализации последовательного соединения указанных теплообменников.

5. Разработана модель расчета фазовых превращений при противоточном контактировании водометанольного раствора с газом. При заданном числе теоретических ступеней массопереноса максимальная остаточная концентрация метанола в водной фазе соответствует концентрации исходного BMP 40...60 % масс.

6. Разработан и внедрен новый способ применения метанола для предупреждения гидратообразования, обеспечивающий практически полный возврат ингибитора в цикл обработки газа из получаемой на установке водной фазы.

7. При эксплуатации УКГТГ-1 в с использованием новой технологии температура НТА снижена с минус 23°С до минус 30°С, благодаря чему удельное количество извлекаемых из газа углеводородов Cj+ увеличилось более чем на 10 г/м3. Исключены затраты дорогостоящего ДЭГа и снижен расход метанола. Улучшена экологическая характеристика УКПГЧв: в промышленных стоках отсутствует диэтиленгликоль и с 15 % масс, до 1 % масс, уменьшилось содержание метанола. Использование резуль-

татов исследований в условиях намеченных к эксплуатации месторождений с аналогичными термобарическими условиями, повысит эффективность работы систем подготовки и транспорта газа; надежность технологии предупреждения гидратооб-разования.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Ананенков А.Г., Мурин В.И., Салихов З.С., Кубанов А.Н., Якупов З.Г. Ямбург-газдобыча: промысловая подготовка газа. - М: "Газовая промышленность", декабрь 1998 г., с. 33-34.

2. Якупов З.Г., Бурмистров А.Г., Лужкова Е.А Новая газовая технология: эффективная, экологически ориентированная и надежная. - М.: Издательский дом "Ноосфера". Материалы международной конференции "Цивилизованный бизнес как фактор устойчивого развития России", Москва, ноябрь 1998, с. 68.3. Якупов. З.Г. Промышленные испытания - новой технологии переработки газа

нижнемеловых отложений на Ямбургском ГКМ Секц. "Методы решения региональных проблем экологической безопасности потенциально опасных объектов", М, ГАНГ им. И.М. Губкина,1998 г., с. 11-13.

4. Якупов З.Г., Бурмистров А.Г., Лужкова Е.А. Повышение экологической безопасности при эксплуатации объектов газодобычи / Теория и практика экологического страхования // Труды третьей Всероссийской и первой Международной конференции, М., 1998, с. 145-146.

5. Кабанов Н.И., Ананенков А.Г., Салихов З.С, Бурмистров А.Г., Якупов З.Г. Эффективность технических решений по переводу на однореагентную технологию эксплуатации УКПГ-1в Ямбургского ГКМ // Материалы НТС ОАО "Газпром" "Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО "Газпром", г. Ноябрьск 1999 г. - М.: ИРЦ Газпром, 1999, с. 98-105.

6. Ананенков А.Г., Салихов З.С, Губин В.М., Якупов З.Г., Шевелев С.А., Зайцев Н.Я. Опыт модернизации абсорберов на Ямбургском промысле. - М., ИРЦ Газпром. Материалы НТС РАО "Газпром" "О ходе работ по обеспечению качества

добываемого, транспортируемого и поставляемого потребителям, в том числе и на экспорт, природного газа", Москва, ВНИИГАЗ, февраль 1998 г., стр.129-135.

7. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Бурмистров А.Г., Якупов З.Г. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2124930, 1999 г.

8. Бурмистров А. Г., Якупов 3. Г., Лужкова Е. А. / К оценке эффективности циркуляционной технологии использования метанола на установках НТС / М.: ВНИИОЭНГ: НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе",

2000, №1, с. 24-28.

9. Ананенков А.Г., Бурмистров А.Г., Кабанов Н.И., Якупов З.Г. и др. Новая высокоэффективная технология промысловой обработки конденсатсодержащего газа. "Новые высокие технологии газовой промышленности". По материалам Десятого (юбилейного) международного конгресса (Москва, 18-22 сентября 2000), М.,

2001, т. 10, кн. 2, с. 203-209.

10.Ананенков А.Г., Бурмистров А.Г., Якупов З.Г. и др. Повышение эффективности обработки неокомского газа на Ямбургском месторождении. - НТС "Технические решения по подготовке к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей". - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2001, том 2, с. 3-16.

11.Ананенков А.Г., Бурмистров А.Г., Салихов З.С., Якупов З.Г. Разработка и промышленные испытания новой технологии обработки газа нижнемеловых залежей на Ямбургском месторождении. "Новые высокие технологии газовой промышленности". По материалам Одиннадцатого ежегодного международного конгресса, (Салехард, 28 августа- 1 сентября 2001), М., 2003, т. 11, с. 189-197.

12.Бурмистров А.Г., Андреев О.П., Салихов З.С., Кабанов Н.И., Якупов З.Г., Осипович О.В., Лужкова Е.А. / Опыт применения передовой технологии предупреждения гидратообразования при обработке конденсатсодержащего газа на Ямбург-ском ГКМ // Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке. Материалы международной конференции (Ямбург, июнь 2002 г.). - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2003, с. 136-142.

13.Салихов З.С., Кубанов А.Н., Осипович О.В., Якупов З.Г. / Промысловые технологии извлечения газового конденсата в ООО "Ямбургаздобыча". Практика и

перспективы. // Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке. Материалы международной конференции (Ямбург, июнь 2002 г.). - М: ООО "ИРЦ Газпром", 2003, с. 146-152.

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

НТС - низкотемпературная сепарация

НТА - низкотемпературная абсорбция

С-1, С-3 - сепараторы

А-1 - абсорбер гликолевой осушки газа

АВО - аппарат воздушного охлаждения

А-2 - абсорбер углеводородов Cj+

Р-1, Р-2 - трехфазные разделители

Т-1, Т-2, Т-3 - теплообменники

КРР - клапан-регулятор расхода

КРД - клапан-регулятор давления

КРТ - клапан-регулятор температуры

Э-1 -эжектор

Н-20 - насос

BMP - водометанольный раствор

ДЭГ - диэтиленгликоль

ТСМ - теоретическая ступень массопереноса

Заказ №. Лицензия № 020878 от 20 мая 1999 г.

Тираж -120. Подписано к печати 9. 09 04

Объем -1 уч.-изд. л. Ф-т: 60x84/16

Отпечатано на ротапринте ООО "ВНИИГАЗ" по адресу : 142717, Московская обл., Ленинский район, пос. Развилка

•166?)

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Якупов, Зимфир Галимухаметович

Введение

1 ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ

ГАЗА НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

1.1 Анализ условий работы установок НТС на Уренгойском ГКМ

1.2 Эволюция технологий применения метанола для предупреждения гидратообразования на установках НТС I I

1.3 Оценка эффективности различных вариантов использования метанола при низкотемпературной обработке газа

1.4 Характеристика условий промысловой обработки газа нижнемеловых отложений на Ямбургском ГКМ

1.5 "Гндратные" условия эксплуатации УКПГ-1в на Ямбургском месторождении

2 УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

УКПГ-1В ПО ПРОЕКТНОЙ СХЕМЕ

2.1 Результаты обследования работы абсорберов гликолевой осушки газа

2.2 Условия работы теплообменного оборудования

2.3 Показатели работы сепараторов С-3 и разделителей Р

2.4 Условия работы низкотемпературных абсорберов углеводородов Сз+

2.5 Общая характеристика работы УКПГ-1 в н основные задачи исследования в диссертационной работе

3. АНАЛИТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

УКПГ-1 В С ГЛИКОЛЕВОЙ ОСУШКОЙ ГАЗА

3.1 Разработка расчетных методов для моделирования условий работы теплообменников "газ-газ"

3.2 Исследование причин неудовлетворительной работы аппаратов воздушного охлаждения и теплообменников "газ-газ"

3.3 Определение условий гидратообразования в конденсате-абсорбенте и абсорбере жидких углеводородов

3.4 Оценка эффективности работы теплообменного оборудования для охлаждения конденсата-абсорбента

3.5 Совершенствование системы охлаждения конденсата-абсорбента 89 4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

МЕТАНОЛА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УКПГ-1В

С ГЛИКОЛЕВОЙ ОСУШКОЙ ГАЗА

4.1 Расчетное моделирование фазовых превращений метанола н воды в массообменных аппаратах

4.2 Исследование фазовых переходов метанола и воды в процессе низкотемпературной абсорбции углеводородов Cj+

4.3 Определение условий безгндратной работы абсорберов жидких углеводородов

4.4 Прогнозная оценка эффективности применения метанола при проектном режиме работы УКПГ-1в

5 РАЗРАБОТКА ОПТИМАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ГАЗА НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ЯМБУРГСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ I

5.1 Исследование условий эксплуатации укпг-1в при использовании метанола по традиционной технологии

5.2 Выбор варианта рециркуляционной технологии применения метанола

5.3 Прогнозная оценка эффективности десорбции метанола газом из водных растворов

5.4 Результаты промышленных испытаний новой технологии

5.5 Совершенствование однореагентной технологии эксплуатации УКПГ-1 в

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири"

Более полное извлечение углеводородов Сз+ из добываемого газоконден-сатного сырья и обеспечение надежной работы газо- и конденсатопроводов в многолетнемерзлых породах в условиях месторождений углеводородов Западной Сибири являются актуальными задачами для газовой отрасли. Решение этих задач в условиях разработки одного из крупнейших в стране Ямбургского газоконденсатного месторождения и совершенствование на этой основе технологии промысловой обработки добываемого углеводородного сырья позволит повысить степень извлечения жидких углеводородов, эффективность технологических процессов и уменьшит отрицательное воздействие на окружающую среду.

Добываемая на Ямбургском месторождении газоконденсатная смесь, поступает на УППГ-2, УШИ -3 и УКПГ-1в, причем промысловая обработка всего объема газа (~12 млрд. м3 в год) осуществляется на УКПГ-1в. Поступающее на установку углеводородное сырье характеризуется значительным содержанием углеводородов Сз+ в газе - около 80 г/м3. Годовая добыча товарного нестабильного конденсата составляет более 1500 тыс. т.

Как показала практика, из-за нерешенной проблемы гидратообразования на УКПГ-1в достижение регламентированной температуры товарного газа (-2.-5°С) оказалось возможным лишь при температуре процесса низкотемпературной абсорбции (НТА) углеводородов Сз+ на 15°С выше проектной: минус 25°С. Это приводит к нарушению требований ОСТ 51.40-93 по показателю качества газа "точка росы по углеводородам", а также к низкому уровню извлечения жидких углеводородов из газа и снижению коэффициента конденсато-отдачи.

В проектную технологию УК111 -1в включены следующие технологические приемы, ранее не применявшиеся, или применявшиеся в ограниченном масштабе при эксплуатации газоконденсатных месторождений: гликолевая осушка газа после первичной сепарации добываемого сырья; использование турбодетандерных агрегатов(ТДА) с самого начала эксплуатации месторождения; низкотемпературная абсорбция легких углеводородов охлажденным конденсатом, выделенным на ступени первичной сепарации.

Значительная часть элементов проектной технологии хорошо зарекомендовала себя в процессе опытно - промышленной эксплуатации УКПГМв (в частности, процесс НТА и применение ТДА). Что касается преимуществ гли-колевой осушки газа, то получившие в последние годы развитие идеи по повышению эффективности использования метанола на установках НТС резко повысили технологическую конкурентоспособность этого традиционного ингибитора и обусловили пересмотр данного проектного решения.

Поскольку радикальное изменение технологии на объектах с масштабной производственной мощностью, в том числе на УКПГ-1в, является весьма ответственным шагом, то целью диссертационной работы являлось исследование и совершенствование методов повышения эффективности технологии промысловой обработки газоконденсатных смесей для обеспечения извлечения максимального количества жидких углеводородов и предупреждения гид-ратообразования. v

Отсюда появлялась необходимость обоснования возможности надежной безгидратной работы УКПГ-Ib при новых условиях эксплуатации и поиск подтверждения более высоких технико-экономических показателей установки по сравнению с существующими. Определяющим при этом было выявление и реализация условий для синхронной оптимизации двух сопутствующих технологий: основного процесса - НТА и предупреждения гидратообразования с использованием метанола.

В свете изложенного основными задачами исследования диссертационной работы стали:

- анализ условий образования гидратов и перспектив применения различных способов их предупреждения в разные периоды разработки месторождений;

- анализ динамики извлечения жидких углеводородов в процессе разработки газоконденсатной залежи и установление технологических режимов эксплуатации, обеспечивающих максимальную конденсатоотдачу.

В процессе выполнения диссертационной работы исследованы термобарические параметры процесса извлечения жидких углеводородов из газа в условиях возможного гидратообразования. Установлена необходимость комплексного учета взаимодействия этих факторов при проектировании технологий обработки газоконденсатных смесей. Исследованы условия фазовых превращений в системе «природный газ - метанол — вода» при противоточном контактировании водометанольного раствора с газом и выявлены хорошие предпосылки для реализации этого процесса на УКПГ-1 в Ямбургского месторождения.

Для решения поставленных задач выполнены аналитические и промысловые исследования технологии^ обработки газоконденсатных смесей, расчетное моделирование и промышленные испытания усовершенствованных процессов при комплексном рассмотрении вопросов извлечения максимального количества конденсата и предупреждения гидратообразования.

Реализация предложенных диссертантом рекомендаций обеспечила значительное улучшение показателей работы УКПГ-1 в на Ямбургском месторождении. Использование результатов исследований в условиях месторождений Западной Сибири повысит эффективность работы систем подготовки газа и надежность технологии предупреждения гидратообразования, что особенно важно на проектируемых газоконденсатных месторождениях акватории Тазов-ской губы и полуострова Ямал.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Якупов, Зимфир Галимухаметович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Исследование термобарических условий извлечения жидких углеводородов из газа в условиях возможного гидратообразования показало необходимость комплексного учета взаимодействия этих факторов при проектировании технологий обработки и подготовки к транспорчу газоконденсатных смесей.

2. Гликолевая осушка с подачей метанола в конденсат-абсорбент на УКПГ-1в не обеспечивает достижения проектной температуры охлажденного газа вследствие гидратообразования в теплообменном оборудовании. Безгидратный режим НТА обеспечивается при температуре не ниже минус 10°С. С повышением температуры НТА надежность безгидратного режима возрастает, но при этом значительно снижается конденсатоотдача.

3. При механическом уносе ДЭГа из абсорбера гликолевой осушки в количестве менее 12 г/1000 м3 и снижении температуры газа до проектного значения (-6°С) в теплообменном оборудовании УКПГ-1в происходит гидратообразование. Стабильный безгидратный режим работы теплообменников на УКПГ-1в при фактическом уносе ДЭГа из абсорберов гликолевой осушки -50 г/1000 м3 и диапазоне изменения концентрации регенерированного абсорбента 97,3.99,3 мас.% устанавливается при температуры газа не ниже 0.-2()С.

4. В зависимости от качества гликолевой осушки точка росы по воде поступающего в абсорбер жидких углеводородов газа составляет -21.-26ПС\ вследствие чего для обеспечения устойчивого безгидратного проектного режима работы абсорбера с температурой -25°С необходимо применять метанол.

5. Разработаны методы расчета расходных показателей прямых и обратных потоков газа в теплообменном оборудовании УКПГ-1 в и коэффициентов теплопередачи для каждого аппарата. Установлена более высокая эффективность (на 30 %) теплообмена при последовательном соединении теплообменников Т-2 и Т-3 по сравнению со схемой параллельного соединения. Обоснованность расчетных данных подтверждена при реализации последовательного соединения указанных теплообмен н и ков.

6. Разработана модель расчета фазовых превращений при протипоточном контактировании водометанольного раствора с газом. При заданном числе теоретических ступеней массопереноса максимальная остаточная концентрация метанола в водной фазе соответствует концентрации исходного BMP 40.60 мас.% Максимальное остаточное количество метанола в водной фазе соответствует более низким концентрациям ингибитора в исходном BMP: 30.45 мас.%.

7. В процессе исследований условий фазовых превращений в системе «природный газ - метанол - вода» при противоточном контактировании водометанольного раствора с газом, выявлена возможность реализации этого процесса на УКПГ Ямбургского и других месторождений Западной Сибири.

8. Расчетом установлено и экспериментально подтверждено, что для условий эксплуатации УКПГ-1 в заметное снижение эффективности отдувки метанола происходит при подаче на орошение BMP в количестве более 3 кг/1000 м\ Выполненная на основании результатов исследований реконструкция аппаратов А-1 обеспечивает повышение эффективности отдувки метанола из раствора "отработанного" ингибитора с 60 до 90 %.

9. Разработан и внедрен новый способ применения метанола для предупреждения гидратообразования, обеспечивающий практически полный возврат ингибитора в цикл обработки газа из получаемой на установке водной фазы.

При эксплуатации УКПГ-1в с использованием новой технологии температура НТА снижена с минус 23°С до минус 30°С, благодаря чему удельное количество извлекаемых из газа углеводородов Сз+ увеличилось более чем на 10 г/м3. Исключен из производственного процесса дорогостоящий ДЭГ и снижен расход метанола. Улучшена экологическая характеристика УКПГ-1 в: в промышленных стоках отсутствует диэтиленгликоль и с 15 % мае. до I % мае. уменьшилось содержание метанола. Использование результатов исследований в условиях намеченных к эксплуатации месторождений с аналогичными термобарическими условиями повысит надежность технологии предупреждения гидратообразования и эффективность работы систем подготовки и транспорта газа в целом.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Якупов, Зимфир Галимухаметович, Москва

1. Ананенков А.Г., Мурин В.И., Салихов З.С., Кубанов А.Н., Якупов З.Г. Ямбу рггаздобыча: промысловая подготовка газа.- М.: "Газовая промышленность", декабрь 1998 г.

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

3. Горкавый А.О., Кайгородов В.А., Карабельников О.М. и др. Авторское свидетельство СССР № 970037: Устройство для предотвращения гидратообразования в газопроводе, 1982.

4. Новая технология обработки газа метанолом и возможность ее применения на месторождениях Крайнего Севера Бондарь А.Д., Агишев А.П., Велигу-ра В.Г. и др. Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири, Тюмень, 1971, с.69-^-77.

5. Carl W. Zahn, United States Patent № 3,633,338, Jan. 11,1972.7. ' Бурмистров А.Г, Истомин B.A., В.П. Лакеев В.П. и др. Авторское свидетельство СССР № 1350447: Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, 1986.

6. Истомин В.А., Лакеев В.П., Сулейманов Р.С. и др. / Новая технология промысловой обработки газа // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири, X Юбилейная научно-техн. конфер., Нов. Уренгой, окт. 1993. М., ИРЦ Газпром, 1994, с. 115-117.

7. Авторское свидетельство СССР № 1606827 Способ подготовки углеводородного газа к транспорту. / В.А. Истомин, А.Г. Бурмистров, В.П., В.П. Лакеев и др.

8. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В. Особенности применения летучих ингибиторов гидратообразования Подготовка и переработка газа и газового конденсата. Реф. Сб. ВНИИЭгазпром, 1983, вып. 5, с. 1-3.

9. 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.

10. 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 г., с. 19.

11. Noda К., Sato К., Nagatsuka К., Ishida К. Fertary liquid- liquid equilibria for the systems of aquzous methanol solutions and propane or n-Heptane J. of Chem Engng. of Japan, V.8, N6, 1975, p.493-497

12. Nulsen R.B., Bucklin R.W. Who not use methanol for hydrate control? Hydrocarbon Processing, April, 1983, V.62, p. 71-78

13. Гухман JI.M., Айзенберг С.И. Расчет на ЭВМ материального и теплового баланса установки НТС газа с использованием метанола "Проблемы нефти и газа Тюмени", 1982, вып.54, с. 48-51.

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

15. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов (перевод с английского), М., "Недра", 1977, 350с.

16. Требин Ф.А., Хорошилов В.А., Демченко А.В. О кинетике гидратообразования природных газов. Газовая промышленность, 1966, N 6, с. 11-13.

17. Кийко Е.К. Гидратообразоавние в промышленных установках подготовки газа Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных меторождений. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, 1978, № 5, 1978, с. 27-32.

18. Истомин В.А. В полной ли мере показатель точки росы газа по влаге характеризует качество товарного газа? — НТС. Сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, пореработка и использование газа, М: ИРЦ Газпром, 1995, №3-4; с. 1-10.

19. Николаев В.В., Бусыгина Н.В., Бусыгин И.Г. Основные процессы физической: и физико-химической переработки газа. М.: ОАО "Издательство "Недра", - 1998. - 184 е.: ил.

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

21. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И. Подготовка газа к транспорту, М., "Недра", 1973, с. 240.

22. Влияние пленки гликолей на теплопередачу в кожухотрубных теплообменниках НТС. П.Е. Яцюк, Н. Турдыбаев, Л.И. Дьячкова и др. "Газовая промышленность", 1976, № 4, с. 27-28.

23. Коротаев Ю.П., Кулиев А.В., Мусаев P.M. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М., "Недра", 1973, с. 136.

24. Типовые технологические схемы промысловой обработки газа и конденсата. М., ВНИИГАЗ, 1971, с. 128.

25. Технический прогресс в технологии осушки природного газа. Бекиров Т.М., Халиф А.Л., Куликов Ю.А., Сурков Ю.В. Научн.-техн. обзор, Серия: переработка газа и газового конденсата, ВНИИЭгазпром, М., 1975, с. 56.

26. Бекиров Т.М. Пути интенсификации процессов промысловой и заводской обработки газа М., ВНИИЭгазпром, 1987, с. 43 (Обзор, инфор. Серия: Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 6).

27. 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 5-1247-03818-5.

28. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибитора гидратообразования / Мингазпром, НПО "Союзгазтехнология", ВНИИГаз. / М., 1987, с. 72.

29. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М., Недра, 1986. 261 с.

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

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

32. Коротаев Ю.П., Мусаев P.M. Влияние скорости охлаждения на температуру образования гидратов. М., "Недра", 1965, с. 125-125 (НТС ВНИИГаз, вып. V).

33. Коротаев Ю.П., Мусаев P.M. Об устойчивости гидратов. — В кн.: Научно-технический сборник по геологии, разработке, транспорту и использованию природного газа. М., 1965, вып. 5, с. 125-129.

34. Борьба с гидратообразованием в промысловых продуктопроводах / Истомин В.А., Капустин Ю.А., Бурмистров А.Г., и др. // М.: ВНИИЭгазпром, 1990, - 67с. Ил. 20, Табл. 19. Список литературы - 47 наименований.

35. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибитора гидратообразования, Мингазпром СССР, НПО "Союзгазтехнология", ВНИИГАЗ, 1987 г., 72 с.

36. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромысло-вого транспорта углеводородного сырья. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Дегтярев Б.В. и др. М.: ВНИИЭГАЗпром, 1991, 37 с.

37. Rojey A., Larye J. Integrate process for the treament of metane-containing wet gas in order to remove water therefrom. United States Patent US4775395, Oct. 1987.

38. Minklinen A., Larue Y.M., Patel S., Levier J.-F. Methanol gas-treatment scheme offers economic, versatility Oil and gas journal, v. 90, N 22, pp. 65-72, 1992.

39. Ананенков А.Г., Салихов 3.C., Бурмистров А.Г., Якупов З.Г. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2124930, 1999 г.

40. Щугорев В.Д., Бурмистров А.Г. Расход метанола и его водных растворов для предупреждения гидратообразования. ЭИ, Серия: Геология, бурение и разработка газовых месторождений., ВНИИЭгазпром, 1979, №3, с. 10-12.

41. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, ч. II. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. и др. М., ВНИИГАЗ, 1991, с. 158.

42. Ананенков А.Г., Ахметшин Б.С., Бурмистров А.Г., Кабанов Н.И., Маргулов А.Р., Ставкин Г.П., Шевелев С.А., Якупов З.Г., Варивода Ю.В. Способ переработки природного газа. Патент РФ № 2097548, 1999 г.

43. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Губин В.М., Кабанов Н.И., Мурин В.И., Бурмистров А.Г., Якупов З.Г., Шевелев С.А., Ахметшин Б.С., Зайцев Н.Я. Способ переработки природного газа. Патент РФ 2124929, 1999 г.

44. Rojey A., Pucci A., Larye J. Process and apparatus for the dehydration, deacidi-fication, and separation of condensate from a natural gas. United States Patent US4979966, Dec. 1990.

45. Ананенков А.Г., Салихов 3.C., Губин B.M., Мурин В.И., Шевелев С.А., Зайцев Н.Я., Якупов З.Г., Шевелев С.А., Шенкнехт А.И., Ахметшин Б.С., Бурмистров А.Г. Мультикассетная кольцевая сепарационная насадка. Патент РФ № 2124395, Опубл. в БИ, 10.01.99, № 1.

46. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Губин В.М., Якупов З.Г., Шевелев С.А., Зайцев Н.Я. Опыт модернизации абсорберов на Ямбургском промысле.

47. М., ИРЦ Газпром. Материалы НТС РАО "Газпром" "О ходе работ по обеспечению качества добываемого, транспортируемого и поставляемого потребителям, в том числе и на экспорт, природного газа", Москва, ВНИИГАЗ, февраль 1998г., стр. 129-135.

48. Якупов З.Г., Бурмистров А.Г., Лужкова Е.А. Повышение экологической безопасности при эксплуатации объектов газодобычи / Теория и практика экологического страхования // Труды третьей Всероссийской и первой Международной конференции, М., 1998, с.145-146.

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

50. Параметры работы блока теплообменников Т-1

51. Параметр Размерн. № потока1 2 3 ' 4 5 6 7 8

52. Количество кмоль 26151.0 6328.8 1516.5 18305.7 6328.8 1516.5 18305.7 26151.0кг 474308.3 114736.6 27505.7 332015.7 114786.6 27505.7 332015.7 474308.0

53. Давление МПа 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50 10.50ата 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1 107.1

54. Температура °К 279.6 279.6 279.6 279.6 272.2 264.1 261.6 264.2

55. С 6.5 6.5 6.5 6.5 -1.0 -9.0 -11.5 -8.9

56. Энтальпия тыс. кдж 182366.7 44134.4 10575.7 127656.7 41015.0 8959.3 104748.2 154722.61. Состав моль/моль

57. N2 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426 .005426

58. С1Н4 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078 .915078

59. С02 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108 .002108

60. СзНб .043470 .043470 .043470 .043470 .043470 .043470 .043470 .043470c3H8 .017744 .017744 .017744 .017744 .017744 .017744 .017744 .0177441.c4h10 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611 .003611

61. N-c4hio .004716 .004716 .004716 .004716 .004716 .004716 .004716 .004716

62. CSH,2 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015 .002015

63. N-C5H,2 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766 .001766

64. С6Н,4 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505 .001505

65. С7Н,б .001334 .001334 .001334 .001334 .001334 .001334 .001334 .001334

66. С8Н,8 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889 .000889с9н20 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249 .000249

67. ФР.490.К .000090 .000090 .000090 .000090 .000090 .000090 .000090 .000090

68. Итого 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000

69. Параметр Размерн. № потока9 10 11 12 13 14 15 16

70. Количество кмоль 27873.0 4017.6 1539.5 223115.9 6017.6 1539.3 22315.9 27873.кг 488723.2 70443.2 26994.3 391285.4 70443.2 26994.3 391285.4 488723.

71. Давление МПа 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10 7.10ата 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4 72.4

72. Температура °К 251.1 251.1 251.1 251.1 266.3 272.1 271.6 270.9

73. С -22.0 -22.0 -22.0 -22.0 -6.8 -1.0 -1.5 -2.3

74. Энтальпия тыс. кдж 176184.3 25394.8 9731.4 141058.2 28939.5 11568.1 167090.6 207598.1. Состав моль/моль

75. N2 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553 .005553с,н4 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904 .927904со2 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076 .002076

76. С2Пг, .040973 .040973 .040973 .040973 .040973 .040973 .040973 .0-10973

77. СзН8 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715 .014715

78. C4H10 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683 .002683

79. N-C4HIO .003299 .003299 .003299 .003299 .003299 .003299 .003299 .003299

80. С5Н,2 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120 .001120

81. N-C5H,2 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921 .000921

82. СбНи .000466 .000466 .000466 .000466 .000466 .000466 .000466 .000466

83. С7Н16 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229 .000229

84. С8Н,8 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052 .000052с9н20 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008 .000008

85. ФР.490.К .000001 .000001 .000001 .000001 .000001 .000001 .000001 .000001

86. Итого 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000

Информация о работе