Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа

Донских, Борис Дмитриевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа"

На правах рукописи

Донских Борис Дмитриевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Москва-2011

2 4 013 2011

4854590

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -Газпром ВНИИГАЗ» и Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор химических наук, профессор Истомин Владимир Александрович

доктор технических наук Гужов Николай Александрович

Ведущая организация:

кандидат технических наук Касперович Александр Геннадьевич

ООО «Газпром добыча Надым»

Защита диссертации состоится <о2 » О^Щ-у^иЗ.— 2011 г. в 13 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного при ООО «Газпром ВНИИГАЗ», по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Автореферат разослан » ^-^-^^г^уО 11 г.

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

Н.Н. Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В настоящее время многие газовые и газоконденсатные месторождения России вступили в стадию падающей добычи, что усложнило промысловую подготовку газа, особенно в части обеспечения показателей качества. Для соблюдения нормативных требований к качеству природного газа, поставляемого в магистральные газопроводы, необходимо совершенствование расчетно-технологических и измерительных методов исследования эффективности работы технологических аппаратов осушки газа. Для уточнения термодинамических методов расчета влагосодержания и температуры точки росы по водным фазам (жидкой воде, льду, водометанольно-му раствору и гидрату) требуются дополнительные экспериментальные исследования фазовых равновесий в системе «природный газ - вода - метанол». С целью совершенствования инструментальных методов требуется доработка систем пробо-подготовки и алгоритмов измерения технологических параметров. Повышение точности расчетно-технологического моделирования и измерения технологических параметров позволяет оптимизировать капитальные вложения и эксплуатационные затраты при подготовке природного газа. Поэтому разработка и усовершенствование методов определения технологических параметров аппаратов осушки природного газа является актуальной темой исследований.

Цель работы

Совершенствование методов определения технологических параметров аппаратов осушки природного газа: точки росы газа по водным фазам и его влагосодержания, а также массовой доли воды в абсорбентах.

Основные задачи исследований:

1. Провести анализ приборного парка и методов определения технологических параметров, характеризующих процесс осушки природного газа. Выявить источники погрешности и предложить способы совершенствования изученных методов.

2. Выполнить сравнительные промысловые и лабораторные исследования методов определения технологических параметров, характеризующих процесс осушки природного газа и уточнить границы их применимости.

3. Разработать установку и методику экспериментального изучения кинетики и термодинамики конденсации паров воды из природного газа на зеркале конденсационного визуального гигрометра.

4. Провести эксперименты и получить уточненные термодинамические корреляции для расчёта влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам при наличии в природном газе паров метанола.

5. Обосновать необходимость применения контрольного метода определения температуры точки росы природного газа по водным фазам и осуществить выбор контрольного метода.

6. Разработать оперативный метод определения массовой доли воды в абсорбентах, используемых для осушки природного газа.

7. Создать расчетно-методические основы комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки природного газа с применением усовершенствованных методов определения технологических параметров.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения лабораторных и промысловых экспериментов с применением физико-химических и аналитических методов. Использованы методы прикладной термодинамики для расчета фазовых равновесий в системе «природный газ - вода - метанол», а также моделирование технологических процессов с привлечением современных программных продуктов. Промысловые исследования выполнены на предприятиях газовой промышленности России с использованием систем пробоотбора и средств измерения, применяемых в организациях ОАО «Газпром».

Научная новизна работы

Создана установка для экспериментального исследования термодинамики и кинетики конденсации паров воды из природного газа. Впервые разработана методика экспериментальных исследований, основанная на визуализации процессов конденсации из природного газа водных фаз на охлаждаемой поверхности конденсационного гигрометра.

Получены новые экспериментальные данные по равновесным влагосо-держанию и метанолосодержанию природного газа при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа.

Выявлены закономерности кинетики конденсации паров воды в системе «природный газ - вода» при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа. Получены эмпирические зависимости скорости конденсации паров воды от температуры и давления.

Разработаны научно-методические основы контрольного измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам.

Основные защищаемые положения:

1. Методика экспериментальных исследований термодинамики и кинетики конденсации жидкой воды, льда, водометанольного раствора и гидрата природного газа на охлаждаемой поверхности гигрометра, позволяющая визуализировать процессы конденсации водных фаз.

2. Уточненные термодинамические корреляции для определения влагосо-держания природного газа равновесного с различными водными фазами при температурах от минус 40,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 10,0 МПа на основе полученных экспериментальных данных.

3. Контрольный метод измерения температуры точки росы газа по водным фазам с использованием визуального конденсационного прибора, обеспечивающий достоверную идентификацию конденсирующейся фазы.

4. Метод определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки природного газа с использованием конденсационного гигрометра, позволяющий проводить измерения в промысловых условиях.

Практическая ценность работы

Разработанная методика проведения контрольного измерения температуры точки росы газа по воде включена в национальный стандарт ГОСТ Р 537632009 «Газ горючий природный. Определение температуры точки росы по воде».

Методика определения влажности абсорбентов для осушки природного газа с применением автоматических конденсационных приборов аттестована ФГУП «ВНИИМС» и подтверждена свидетельством № 65-08. Методика утверждена и применяется при обследовании аппаратов осушки газа специалистами ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым».

Разработанные в диссертации методы определения технологических показателей эффективности работы аппаратов осушки нашли применение при проведении обследований УКПГ северных месторождений ОАО «Газпром», в том числе Медвежьего, Ямсовейского, Юбилейного, Ямбургского, Уренгойского.

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. IV научно-практической конференции в ООО «Надымгазпром»,

г. Надым, 16-19 марта 2005 г.

2. Седьмой всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 25-28 сентября 2007 г.

3. Научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации газовых и га-зоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

4. Семинарах и секциях ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Публикации

Основные результаты выполненных исследований опубликованы в 9 печатных изданиях, в т.ч. 3 в журналах, входящих в Перечень ВАК РФ.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 135 наименований. Работа изложена на 144 страницах, содержит 55 рисунков, 29 таблиц и 2 приложения.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю

д.х.н., профессору В.А. Истомину. Автор также благодарит за ценные замечания, помощь и поддержку при написании диссертации К.С. Басниева, Ю.Н. Васильева, K.M. Давлетова, К.И. Джафарова, С.И. Долгаева, В.Г. Квона, A.B. Елистратова, М.В. Елистратова, А.И. Ермолаева, C.B. Крашенникова, A.B. Козлова, Б.Е. Сомова, В.Т. Крушневича, А.Н. Кубанова, A.A. Макинского, H.H. Соловьева, С.А. Степанова.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность тематики работы, сформулирована её цель, перечислены основные задачи исследований, отмечены научная новизна и практическая значимость результатов исследований, приведены сведения о промышленном внедрении и апробации результатов работы.

В 1 главе представлен анализ технологических показателей, существенных при обследовании аппаратов осушки природного газа (см. таблицу 1): точки росы газа по водным фазам, влагосодержания природного газа, а также массовой доли воды в абсорбенте для осушки газа.

Проведен анализ источников погрешности при исследовании эффективности работы абсорбционных аппаратов осушки природного газа. Выполнена оценка вклада в общую погрешность определения массообменной эффективности аппарата осушки, погрешностей определения влагосодержания (точки росы по водным фазам) природного газа на входе и выходе аппарата осушки, а также массовой доли воды в насыщенном и регенерированном абсорбентах.

Таблица 1 - Технологические параметры, характерные для исследований эффективности работы различных установок подготовки природного газа

Технологический процесс подготовки газа Измеряемые параметры до процесса подготовки Измеряемые параметры после процесса подготовки

Адсорбционная осушка Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос жидкости из сепаратора Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос адсорбента

Абсорбционная осушка Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос жидкости из сепаратора, масс, доля воды в абсорбенте Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос абсорбента, масс, доля воды в абсорбенте

Низкотемпературная сепарация Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос жидкости из сепаратора, концентрация водо-метанольного раствора (далее - BMP) Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос углеводородов, унос BMP, концентрация BMP

Далее рассмотрено влияние типа процесса подготовки газа на точность приборов и методов измерения точки росы по водным фазам (жидкой воде, льду, гидратам, BMP, далее - ТТРВ) и влагосодержания (далее - ВС) природного газа. Приведена характеристика основных способов промысловой подготовки природного газа к транспорту с точки зрения наличия в газе технологических и естественных примесей, затрудняющих корректное измерение ТТРВ и ВС (см. таблицу 2).

Таблица 2 - Характеристика процессов подготовки природного газа по количеству капельных и парообразных примесей

Технологический процесс подготовки газа Капельные и парообразные примеси, мг/м Конденсирующиеся водные фазы при измерении точки росы Суммарный паровой и капельный унос тяжелых углеводородов, г/м3

Адсорбционная осушка - лед, гидраты структур кубических I и II 0-0,2

Абсорбционная осушка Абсорбенты (ЭГ, ДЭГ, ТЭГ) (2-30) Метанол (30-200) водоспиртовые растворы, лед, гидраты KC-I, KC-II 0-0,2

Низкотемпературная сепарация ЭГ (20-30), Метанол (200-500) BMP, водоспиртовые растворы, гидраты KC-I, KC-II 0,5-7,0

Выполненные автором промысловые исследования показали, что наличие в природном газе технологических и естественных примесей свыше 150-=-200 мг/м3 затрудняет корректное измерение ВС и ТТРВ, а в некоторых случаях, делает невозможным достоверную интерпретацию результатов измерений ТТРВ. Это дает основания применять селективные сорбенты для пробоподготовки в целях получения достоверных значений ТТРВ и ВС. В связи с этим проведён анализ основных методических и приборных составляющих погрешности методов измерения ВС и ТТРВ природного газа. Здесь мы опирались на труды ведущих специалистов научно-исследовательских и производственных организаций газовой отрасли: А.Г. Агальцова, П.И. Бахметьева, Т.М. Бекирова, JI.H. Гухмана, K.M. Давлетова, Б.В. Дегтярева, A.M. Деревягина, A.B. Елистратова, В.Г. Квона, М.В. Елистратова, В.А. Истомина, А.Г. Касперовича, C.B. Крашенникова, В.А. Клюсова, А.Н. Кубанова, Ю.А. Лаухина, Г.А. Ланчакова, И.Н. Москалева,

В.В. Сайкина, С.В. Селезнева, В.А. Ставицкого, А.Л. Халифа, В.Б. Щипачева, а также зарубежных специалистов: К. Althaus, К. Aoyagi, R.F. Bukachek, А. Chapoy, J.P. O'Connell, W.M. Deaton, E.M.Frost, D.L.Katz, R.Kobayashi, J.J. McKetta, H.J. Ng, L.R. Oellrich, R.M. Olds, J.M. Prausnitz, D. Richon, E.D. Sloan, K.Y. Song, B. Tohidi.

Исследования, проведенные на основе литературных данных и промыслового опыта, позволили сделать выводы об источниках погрешности при измерениях ТТРВ и ВС (см. таблицу 3).

Таблица 3 - Источники погрешности при измерениях влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам

Типы приборов Источники погрешности

Недостатки методик измерения Наличие тяжелых углеводородов Наличие паров метанола

Конденсационные 0измерение точки росы по водным фазам) Высокая скорость охлаждения зеркала приборов, особенности алгоритмов обработки результата Конденсация на зеркале прибора и искажение результатов измерений Ингибирование образования льда или гидрата, ошибки при интерпретации результатов

Сорбционные (измерение влагосодержания газа) Отсутствие однозначного критерия окончания измерения, продолжительное время измерения Чувствительность датчиков приборов к углеводородам, вплоть до выхода из строя Влияние на датчик прибора, воспринимается как вода и искажает результат измерений

В заключение первой главы проведен анализ наиболее распространенных приборов и методов измерения ТТР„ и ВС природного газа. Рассмотрены границы применимости гигрометров различных типов в зависимости от способа промысловой подготовки газа. Выявлены достоинства и недостатки проведения измерений приборами различных типов. Так, дополнительная погрешность при измерениях ТТРВ сорбционными гигрометрами связана с присутствием паров метанола в газе. При этом необходимо уточнение и методики пересчета измеренного парциального давления паров воды в ТТРВ. Показана необходимость развития методов селективного измерения ВС природного газа.

Во 2 главе обосновывается применение контрольного метода измерения ТТРВ. Предварительные исследования показали, что при использовании различных методов измерения ТТРВ, в ходе параллельных измерений показания их могут расходиться на величины, превышающие паспортную суммарную погрешность гигрометров. Для автоматических конденсационных приборов отсутствие опции визуализации процессов измерения ТТРВ затрудняет оценку корректности их работы. Для этих, а также сорбционных гигрометров затруднена оценка влияния естественных или технологических примесей на точность измерений. Для оценки достоверности измерений ТТРВ необходимо выбрать контрольный метод. Этот метод также целесообразно применять при проведении арбитражных измерений.

На начальном этапе при выборе контрольного метода определения ТТРВ проводились сравнительные измерения на различных добычных и транспортных предприятиях ОАО «Газпром». Основной задачей измерений было сопоставление показаний приборов различных типов (см. таблицу 4), выяснение влияния параметров газа на их погрешность, установление особенностей процессов измерения и выявление возможных дополнительных источников погрешностей.

Таблица 4 - Характеристики погрешности исследованных гигрометров

Прибор Среднее абсолютное отклонение от показаний прибора «Харьков-2», °С Пределы абсолютной погрешности приборов по паспорту, °С

Dew Point Tester 0,2 0,5

«Торос 3-2В» 0,5 0,5

«КОНГ-Прима 2» 3,8 1,5

«КОНГ-Прима 4» 1,7 1,0

Сорбционные гигрометры 5,1 3,0

Результаты проведенных исследований показали значимые расхождения при измерении различными типами приборов. Наличие расхождений приводит к необходимости введения контрольного метода измерения ТТРВ. В качестве контрольного целесообразно использование визуального конденсационного метода измерения ТТРВ, поскольку данный метод позволяет регулировать скорость охлаждения зеркала гигрометра в необходимых пределах, а также визуально идентифицировать конденсирующуюся фазу. Для уточнения метрологических характеристик предлагаемого метода требуются лабораторные исследования процессов конденсации паров воды из природного газа. С этой целью была сконструи-

рована установка (см. рисунок 1) для исследования процессов конденсации паров воды при давлениях до 7,0 МПа и температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С.

Фильтр для 0/Манометры

, удаления

Микроскоп

Визуальный ' гигрометр

Автоматический гигрометр

с газом I---•———I

Жидкостной

и термостат

Насытители с раствором г

бромида лития

Рисунок 1 - Схема экспериментальной установки по изучению кинетики конденсации и фазовых равновесий в системе «вода - природный газ»

Газ из баллона проходит через редуктор, фильтр и теплообменный змеевик, после чего попадает в термостатируемые насытители, где барботируется через слой насыщенного раствора бромида лития. После насытителя газ проходит через каплеотбойник и делится на два потока, один из которых попадает непосредственно в камеру визуального конденсационного гигрометра, другой через сбросной обогреваемый вентиль идет на гигрометр, измеряющий ТТРВ газа при атмосферном давлении. В блоке с прибором, измеряющим ТТРВ под давлением в потоке газа, используется микроскоп для наблюдения структуры конденсирующихся на зеркале водных фаз. В ходе опыта производится съемка исследуемых водных фаз с помощью цифровой фотокамеры.

Эксперимент состоял в определении зависимости времени образования надежно наблюдаемой росы на зеркале гигрометра от величины переохлаждения зеркала ДТ - разности фактической температуры зеркала и равновесной температуры для термодинамически стабильной фазы при данных условиях. Температуру фазового равновесия определяли графически, путем экстраполяции величины обратного времени образования росы до точки пересечения с осью температуры.

Эксперименты проводили при ТТРВ от минус 20,0 °С до 20,0 °С (с шагом 10,0 °С), и давлениях от 0,1 до 7,0 МПа (при 0,1; 1,0 МПа и далее с шагом 1,5 МПа). Для

каждого давления и температуры построены зависимости скорости конденсации паров воды от величины переохлаждения зеркала. В результате проведенных экспериментов установлено следующее:

- при температурах ниже 0,0 °С и давлениях выше 2,5 МПа на зеркале визуальных конденсационных приборов «Харьков-2», Dew Point Tester и «Торос 3-1С» наблюдается конденсация кристаллической фазы, отвечающей свойствам гидрата природного газа. Это подтверждено отсутствием плавления кристаллов при нагреве конденсационной поверхности (зеркала) гигрометра выше 0,0 °С при отключении протока газа. В проведенных для сравнения аналогичных экспериментах в атмосфере азота при давлениях 2,5-7,0 МПа (при невозможности образования гидрата азота) выше 0,0 °С четко наблюдалось плавление образовавшейся кристаллической фазы (льда);

- скорость процесса конденсации кристаллической фазы (выпадения росы) зависит от величины переохлаждения ДТ. Например при давлении 7,0 МПа и AT = 4^5 °С визуально определимое количество росы формируется на зеркале за 1012 с, а при ЛТ = 0,5-4,0 °С и том же давлении роса образуется в течение 3-5 мин;

- скорость процесса формирования росы на зеркале визуального гигрометра зависит от расхода исследуемого газа (степени турбулентности потока), так при ламинарном потоке время формирования росы значительно увеличивается;

- наблюдение образования термодинамически стабильной водной фазы (например, гидрата) возможно лишь при небольших значениях AT (1,0-И,5 °С) относительно температуры равновесия с термодинамически стабильной фазой и относительно больших временах конденсации паров, в противном случае, возможно наблюдать формирование метастабильной водной фазы.

В заключение главы приведен анализ системы подготовки пробы газа в условиях повышенного содержания углеводородов при измерениях ТТРВ и ВС.

Были проведены лабораторные и натурные исследования поглотительных свойств гидрофобных сорбентов углеводородов Glysorb® и МАУ, входящих в состав систем пробоподготовки природного газа. Также были исследованы поглотительные свойства различных жидких абсорбентов (минеральных и синтетических масел). Поглотительную способность (емкость) сорбентов определяли по углеводородам и гликолям. Сущность экспериментов заключалась в пропускании известного количества насыщенного сорбатом газа через фиксированную навеску сорбента, помещенную в специальный картридж. Опыты вьивили почти пятикратное преимущество сорбента МАУ по поглотительной способности. При изме-

рениях в промысловых условиях на Уренгойском НГКМ показано отсутствие влияния сорбентов на значение ТТР„. Далее проведено аналогичное исследование масляного абсорбционного метода извлечения углеводородов из пробы природного газа (с использованием барботера) и его сравнение с изученными твёрдыми сорбентами. Было показано преимущество последовательного комбинирования таких поглотителей с сорбентом МАУ в составе одной схемы пробоподготовки в случае проведения периодических измерений ТТРВ. В лабораторных условиях автором также изучен проточный масляный абсорбер для извлечения повышенных количеств углеводородов из пробы газа при измерениях ТТРВ. Исследовались время установления равновесия по содержанию воды между поглотительным маслом и газом в абсорбере и эффективность его работы по поглощению углеводородов при заданном значении ТТРВ в широком интервале значений расхода абсорбента. Показаны преимущества проточного масляного абсорбера для систем пробоподготовки стационарных гигрометров.

На основании проведенных исследований были выработаны требования к контрольному методу измерения ТТРВ:

• измерения проводятся конденсационным прибором с возможностью визуализации процессов конденсации водных фаз (рисунок 2);

• зеркало вблизи предполагаемой ТТРВ охлаждается со скоростью не более 1,0 °С/мин (при этом предварительно целесообразно проводить ускоренное измерение для оценки значения ТТРВ);

Рисунок 2 - Схематичное изображение камеры прибора с подсветкой по принципу «темного поля» (а) и изображение поверхности зеркала с затепленными краями для повышения четкости видимых границ росы (б)

• задается расход природного газа через камеру прибора, обеспечивающий турбулизацию потока пробы (определяется индивидуально для каждого типа прибора в зависимости от его конструкции);

• подсветка зеркала осуществляется по принципу «темного поля»;

• целесообразно создание градиента температуры по поверхности зеркала для получения четко визуализируемой границы конденсирующейся фазы;

• с целью устранения влияния на результат измерения конденсации тяжелых углеводородов целесообразно использование селективных сорбентов для пробоподготовки.

В главе 3 проведены экспериментальные исследования фазовых равновесий в системе «вода - метанол - природный газ». Получены новые данные по равновесному влаго- и метанолосодержанию природного газа, а также разработаны уточненные корреляции для расчёта влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам при наличии в природном газе паров метанола. В начале главы обсуждаются особенности измерений и расчетов величины ВС природного газа. Проанализированы трудности измерения ВС и интерпретации его результатов при наличии в природном газе паров метанола. Проведен анализ имеющихся литературных данных по равновесиям в системе «природный газ - вода - метанол». Уточнены имеющиеся корреляции для взаимного пересчета ВС, метанолосодержания (далее - МС) и ТТР„, а также предложены способы совершенствования методов измерения ВС природного газа.

Далее приведены результаты выполненных автором экспериментальных исследований по определению соотношения между ВС природного газа и ТТР„ при давлениях от 0,1 до 7,0 МПа и температурах от 20,0 до -20,0 °С. Эксперименты выполняли на установке (см. рисунок 1) по методике, аналогичной использованной Европейской Группой Газовых Исследований (СЕ1Ю), но с усовершенствованным алгоритмом детектирования ТТРВ, разработанным в настоящей диссертации. При заданном давлении устанавливали в насытителях поэтапно требуемые температуры и определяли соответствующие значения влагосодержания газа. Величины ВС определяли расчетным путем (по формулам, рекомендованным ассоциацией 1АР\У8) из значений ТТРВ, измеренных гигрометром при атмосферном давлении. Предложена корреляция для ВС природного (сеноманского) газа в равновесии с водными фазами, удовлетворительно описывающая экспериментальные данные при температурах от минус 40,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 10,0 МПа:

РДТ)

Р,= 750,42-

К(Р,Т)-Р ЯТ

(1-У.)

•ехр

ав(Т)-Р | ЬВ(Т)-Р

ят

(я-т)2

(1)

(2)

где ув - молярная доля паров воды в газе; Рв- влагосодержание газа, г/м3 при 20,0 °С и 101,325 кПа; 750,42 - коэффициент для перевода безразмерной величины молярной доли в единицы измерения ВС, г/м3; Р5В(Т) - давление насыщенных паров воды над соответствующей водной фазой при Т(К), МПа; Т -температура фазового равновесия, К; У^ (Р,Т) - молярный объем водной фазы при Р(МПа) и Т(К), м3/моль; Р - общее давление в системе, МПа; ав(Т), Ь„(Т) -полученные экспериментально функции температуры, м3/моль и м6/(моль)2, соответственно; Я - универсальная газовая постоянная, принятая равной 8,31447 Дж/(моль-К). Далее проведено сравнение полученных автором данных с литературными по равновесиям в системе «природный газ - вода» (см. таблицу 5). Для сравнения взяты соотношения Бюкачека, группы вЕЯв и корреляция В.А. Истомина. Результаты экспериментов автора удовлетворительно согласуются с расчетами по корреляции В.А. Истомина (1995 г.). В тоже время анализ показал, что данные Бюкачека и вЕЯв термодинамически не согласованы.

Таблица 5 - Сравнение результатов расчета равновесного влагосодержания природного газа по данным разных авторов при температурах -10,0 °С и -20,0 °С

Давление, МПа Р. Бюкачек, 1955 г. (ГОСТ 20060)1 Группа ОЕ1Ю, 1995 г. (ИСО 18453)2 В.А. Истомин, 1995 г.3 По настоящей работе, 2010 г.4

Влагосодержание при -20,0 °С/-10,0 °С, мг/м3*

1,0 113/246 78,0/198 85,5/210 92,5/205

2,0 63,4/135 39,0/101 41,8/109 42,6/108

4,0 38,4/79,8 19,5/51,4 21,9/56,5 22,1/55,3

6,0 30,1/61,2 12,9/34,2 15,8/40,3 15,9/39,0

8,0 25,9/52,0 9,5/26,7 13,1/32,8 13,0/31,5

10,0 23,4/46,4 7,50/21,7 11,7/28,8 11,4/27,3

Примечания:' - равновесие с жидкой водой;2 - равновесие со льдом;3,4 - равновесие с гидратом метана кубической структуры I; * - м3 при стандартных условиях 1=20,0 °С и Р= 101,325 кПа

Далее обсуждаются результаты выполненных автором экспериментов по определению равновесного метанолосодержания природного газа. Эксперименты проведены по методике, использованной группой ОЕ1Ш, но с усовершенствованным автором способом определения температуры фазового равновесия. Эксперимент проводили на установке, аналогичной изображенной на рисунке 1, но вместо гигрометра при атмосферном давлении для определения метанолосодержания использовался газовый хроматограф. При этом получали при заданном давлении ряд значений температуры точки росы по метанолу (ТТРМ) и соответствующий им ряд величин метанолосодержания. Таким образом, получен набор значений МС природного газа при давлениях от 0,1 до 7,0 МПа и температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С. На основании полученных результатов предложена корреляция между МС и ТТРМ природного газа в случае отсутствия в нем паров воды, удовлетворительно описывающая экспериментальные данные при температурах от минус 40,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 10,0 МПа:

Ум

РДТ) У„=^—ехр

К = 1334,7

Чм(р,т)-р'

ЯТ

[0-У«)]

•ехр

ЧсР-р | ьм(Т)-ргЛ я-т (К-Т)2

(3)

(4)

где ум - молярная доля паров метанола в газе, рм- метанолосодержание газа, г/м3, при 20,0 °С и 101,325 кПа; 1334,7 - коэффициент для перевода безразмерной величины молярной доли в единицы измерения МС, г/м3; Р" (Т) - давление насыщенных паров метанола при Т(К), МПа; Т - температура фазового равновесия, К; (Р,Т) - молярный объем жидкого метанола при Р(МПа) и Т(К), м3/моль; Р - общее давление в системе, МПа; ам(Т), ЬМ(Т) - полученные экспериментально функции температуры, м3/моль и м6/(моль)2, соответственно.

Проведено сравнение полученных в работе данных с литературными данными по равновесиям в системе «природный газ - метанол» (см. таблицу 6).

Результаты автора близки к экспериментальным данным Р.П. Синявской и расчетным значениям по уравнению 8КК-8т5а (программного продукта Бш-Ба Р1Ш/П). Термодинамический анализ показал, что данные Р. Нильсена и Р. Баклина являются завышенными, а Дж. Хонга с соавторами - заниженными.

Для термодинамического описания системы «природный газ - вода - метанол» в рамках предлагаемой модели необходимо также знание коэффициентов активности компонентов в жидкой системе «вода - метанол». Для этого не-

обходимо критически проанализировать и термодинамически согласовать литературные данные по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры.

Таблица 6 - Сравнение различных данных по равновесному метанолосо-держанию природного газа при температурах -10,0 °С и -20,0 °С

Давление, МПа Дж. Хонг и др., 1987 г. Р.П. Синявская, 1986 г. Р. Нильсен и Р. Баклин, 1981г. Расчет по SRK-SimSci По данной работе, 2010 г.

Метанолосодержание при t = —20,0 °С/-10,0 °С, мг/м3

1,0 1345/2823 1542/3440 1696/3427 1588/3254 1565/3140

2,0 708,5/1483 849,1/1955 1048/2057 929/1867 903/1774

4,0 444,0/875,6 561,0/1255 801/1481 645/1235 618/1160

6,0 426,7/766,1 538,1/1082 815/1423 607/1085 586/1044

8,0 489,2/812,8 595,1/1101 934/1536 654/1113 649/1090

10,0 600,9/949,0 696,3/1243 1142/1772 747/1205 797/1254

В имеющихся литературных данных по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры наблюдаются определенные расхождения, как показано на рисунке 3.

1.7-1

1.5-

1.3-

1.1 -

Обозначения

• Мокбел с соавт.

--О— Курихара

- ♦ - По настоящей работе

-х- Корэн и соавт.

-е-

■&

а с

I 1 I ' I ' I 1 I 1 I 1 I ' I 1 I 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320

Температура, К

2.2 —i 2.1 -21.91.81.71.61.51.41.31.21.1 -1 -0.9

Обозначения

• - Мокбел и соавт.

- Пи видал и соавт.

По настоящей работе

-х- Корэн и соавт.

I ' I 1 I 1 I ' I 1 I 1 I ' I 1 I 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 Температура, К

Вода

Метанол

Рисунок 3 - Сравнение различных данных по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры

Обработкой литературных экспериментальных данных по предельным коэффициентам активности воды и метанола (и их термодинамическим согласованием с использованием данных по зависимости предельных парциальных энтальпий растворения компонентов от температуры) были получены зависимости предельных коэффициентов активности для воды (у") и метанола (у" )от температуры (К):

4939 45

уГ = ехр(-219,9 + + 39,6098 • 1п(Т) - 0,0735695 • Т), (5)

f2 = ехр( - 339,75 + 665^26 + 62,5949 • 1п(Т) - 0,125158 • Т). (6)

Зависимости (5) и (6) применимы в диапазоне температур от минус 40,0 °С до 40,0 °С, погрешность расчета не превышает 9 %. При этом зависимости коэффициентов активности воды и метанола от концентраций компонентов достаточно надежно описываются известными уравнениями (например, ван Лаара, Мар-гулеса и т.д.), параметры которых задаются с использованием (5) и (6).

Также приведены результаты и обсуждение выполненных автором экспериментальных исследований фазовых равновесий в тройной системе «природный газ - вода - метанол» на установке и по методикам, описанным выше (см. стр. 14-16). Получены экспериментальные данные по значениям ВС и MC при равновесии природного газа с водометанольными растворами, содержащими 0,25; 0,5; 0,75 мол. долей воды. Измерения проводились при температурах минус 10,0 °С и минус 20,0 °С и давлениях 4,0 и 7,0 МПа. Ставилась задача проверить адекватность предлагаемой расчетной методики, основанной на независимом определении ВС и MC в природном газе. Результаты расчетов оказались в хорошем согласии с экспериментальными данными автора и данными группы GERG, а также с результатами расчетов, полученными комбинированием кубического уравнения состояния SRK-SimSci для определения летучестей компонентов в газовой фазе с уравнением Ренона-Праузнитца (NRTL) для описания компонентов в жидкой фазе (в программном продукте SimSci PRO/II).

Для расчета величины ТТРВ при наличии в газе метанола в количествах выше ~200 мг/м3 требуется знать метаноло- и влагосодержание. Измерение содержания метанола в газе проводят, как правило, методом газовой хроматографии. Измерение влагосодержания природного газа при наличии в нем метанола - непростая задача вследствие близости ряда физико-химических свойств этих веществ, а также трудностей хроматографического определения паров воды в природном газе. Автором предложен метод определения ВС, основанный на измерении ТТРВ автоматическим

конденсационным гигрометром при атмосферном давлении с последующим расчетом величины ВС по формулам, рекомендуемым ассоциацией 1АР\УБ. При этом на величину измеряемой ТТРВ не влияют пары присутствующего в газе метанола, количество которого мало для ингибирования образования гексагонального льда при атмосферном давлении. Разработанный метод имеет относительную погрешность по величине ВС от 5 % до 15 % при ТТРВ в диапазоне от 0,0 °С до -60,0 °С.

На основании полученных теоретических и экспериментальных данных по равновесиям в системе «природный газ - вода - метанол» была разработана методика взаимного пересчета величин ВС и ТТРВ с учетом МС природного газа. При малом содержании в газе метанола (<200 мг/м3), ВС рассчитывают по корреляции (1) и (2). Обратная задача решается с применением эмпирической формулы

ТТР„ =---, (7)

(А(Р)-Ьп(ув) + В(Р)) 1 ;

где А(Р) и В(Р) - эмпирические функции давления (МПа), различные для каждой конденсированной водной фазы равновесной с парами воды, "С"1.

При наличии в газе более ~200 мг/м3 паров метанола необходимо к рассчитанной по корреляции (7) для равновесия с переохлажденной жидкой водой ТТР„ прибавить значение поправки Д1М (°С), учитывающей влияние метанола. Поправка Д1м рассчитывается по формуле:

(-0,045 • Р + 2,2 ■ у0'2) • у

У в

где ув, ум— молярные доли воды и метанола в природном газе. Таким образом, получаем ТТРвмр - точку росы по водометанольному раствору. Для решения обратной задачи проводят итерации, подставляя в корреляции (1) и (2) для случая жидкой воды вместо значения ТТР„ величину (ТТРвмр-Атм).

В 4 главе представлен анализ применяемых методов комплексного исследования эффективности промысловых аппаратов осушки газа и взаимосвязь оценки эффективности аппаратов и точности измерения технологических параметров газа. Рассмотрены методические проблемы и особенности проведения исследования эффективности аппаратов адсорбционной и абсорбционной осушки газа. Предложены методы измерения технологических параметров, характерных для каждого из основных способов промысловой подготовки газа. Обсуждается влияние погрешности расчетно-технологических методов на общую погрешность при определении технологических параметров газа и взаимосвязь расчетных и экспериментальных методов определения эффективности аппаратов осушки.

Для повышения оперативности и точности при исследованиях эффективности аппаратов осушки на УКПГ разработана методика определения массовой доли воды в гликолях. Применение методики ограничено диапазоном концентрации воды в гликоле от 0,1 % до 10,0 % масс, и предельньм содержанием минеральных солей и метанола - не более 5,0 % масс. Сущность методики заключается в измерении ТТРВ газа-носителя (природного газа, воздуха, азота и т.п.), находящегося в равновесии по содержанию воды с гликолем, которое достигается путём равновесного контакта газа-носителя с гликолем в поглотительных склянках (см. рисунок 4).

Входной Термостат вентиль \ Термометр

-нхъ

Фильтр

чшш-

П реднасытител ьная склянка

Поглотительные склянки

Автоматический конденсационный гигрометр

Рисунок 4 - Схема установки для определения массовой доли воды в абсорбентах

Газ с регулируемой вентилем скоростью 0,5-1,0 л/мин последовательно проходит через преднасытительную склянку и три поглотительные склянки, содержащие по 75 см3 исследуемого гликоля. Для поддержания постоянной температуры контакта 0) газа с гликолем склянки установлены в термостате. Температуру в термостате контролируют термометром с точностью ±0,1 °С. В качестве средства измерений ТТРа использовали переносной автоматический прибор «ТОРОС-3-2В». На основе полученных экспериментальных данных предложены эмпирические формулы (9)-(11) для расчета массовой доли воды в ЭГ, ДЭГ и ТЭГ при известных значениях ТТРВ, °С, и температуры контакта газа с абсорбентом 1, °С:

ГТТРВ- 0,66-1 + 371 Хэг=ехр1

0,0534 -1 + 8,8

X ^ехрГТТРв'°'64-{ + 34 лэг Я 0,05-1 + 9,2

(9)

(ТТР -0,68-1+ 33^

ХТЭ1. = ехр -в-—--

Я 0,02-1 + 9,6

(И)

В конце главы 4 представлены расчетно-методическне основы проведения комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки газа с применением оперативных и высокоточных методов, усовершенствованных в настоящей работе. В примененном подходе предполагается использование единого комплекса расчетных и приборных методов для определения технологических параметров природного газа необходимых для анализа эффективности аппаратов осушки газа. Использование расчетных и приборных методов, усовершенствованных в настоящей работе, позволяет оптимизировать эксплуатационные расходы при осушке газа, а также обеспечить требуемые значения показателей качества природного газа, направляемого в МГ.

Снижение погрешности взаимосвязанных расчетно-технологических и инструментальных операций по определению технологических параметров приводит к уменьшению суммарной погрешности результата исследования фактической эффективности аппаратов осушки.

<в С

тг

п га

X X

01 3 г» и О

10 —1

Эффективность при завышении ТТР, на 3,0 °С

Эффективность при завышении ТТР. на 1,0 °С

Эффективность при 'занижении ТТР. на 1,0 °С

Фактическая эффективность

м ы | ы I I | ы I Г | I I ы | м М | м м | 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

Массообменная эффективность аппарата, число т.т.

Рисунок 5 - Влияние погрешности измерения влагосодержания (точки росы) на определение массообменной эффективности (в единицах числа теоретических тарелок) аппарата гликолевой осушки

Для иллюстрации влияния погрешности измерений ВС и ТТРВ на точность определения массообменной эффективности на рисунке 5 приведен пример графического определения числа теоретических тарелок (ступеней контакта) абсорбера гликолевой осушки при давлении газа 4,0 МПа и температуре контакта 8,0 °С.

При исследовании эффективности аппаратов осушки, ошибка при измерении ТТРВ в 3,0 °С дает погрешность определения массообменной эффективности более 0,6 теоретической тарелки (далее - т.т.) при фактической ТТР„ минус 18,0 °С.

Если при измерении ТТРВ ошибка не превысила ± 1,0 °С, то погрешность определения массообменной эффективности ~ 0,3 т.т. при значении фактической ТТРВ минус 18,0 °С. При измерении влагосодержания влияние ошибки на погрешность определения массообменной эффективности аналогично влиянию погрешности при измерениях ТТРВ. Погрешность ±3,0 °С эквивалентна погрешности во влагосодержании примерно ±30 %.

Поскольку массообменная эффективность современных аппаратов гликолевой осушки на промыслах находится в пределах 1,0+2,5 т.т., при обследовании с использованием предлагаемых методов погрешность определения эффективности понижается с 25+60 % до 13+25 % т.е., точность промысловых исследований повышается более чем в 2 раза.

При проведении расчетов массообменной эффективности аппаратов на программных комплексах предпочтительно иметь в качестве исходных данных влагосодержание газа, поскольку при этом снижается погрешность конечного результата за счет устранения стадии пересчета ТТРВ в ВС.

Разработанный комплекс методов предусматривает минимальное количество приборов для проведения обследования аппаратов, а фактически необходим только переносной гигрометр, имеющий совмещенные функции автоматического и визуального определения ТТРВ, в совокупности со специально-разработанной системой пробоотбора. Предлагаемая в диссертационной работе методика выполнения измерений и расчетов позволит значительно увеличить точность измерений технологических параметров аппаратов осушки, повысить оперативность и понизить трудозатраты при проведении промысловых исследований. Экономический эффект от ее внедрения достигается за счет повышения точности определения эффективности аппаратов и снижения эксплуатационных затрат и капитальных вложений при подготовке природного газа.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Выполнен анализ особенностей работы существующих приборов и методов измерений технологических параметров, характеризующих процесс абсорбционной осушки природного газа. Отмечено, что точность этих измерений связана с наличием в газе примесей углеводородов и метанола.

2. Разработаны лабораторная установка и методика исследования кинетики и термодинамики конденсации паров воды из природного газа на охлажденной поверхности при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа. Методика предусматривает визуализацию процессов конденсации различных водных фаз (жидкой воды, льда, гидратов, водометанольного раствора).

5. Обосновано применение визуального конденсационного метода определения температуры точки росы природного газа как контрольного. Контрольный метод позволяет достоверно идентифицировать фазу (жидкую воду, лед, гидраты, углеводороды), образующуюся на зеркале гигрометра.

6. Предложен метод определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки газа, заключающийся в измерении точки росы газа, приведенного в равновесие с абсорбентом, с последующим расчетом массовой доли воды в абсорбенте. Метод позволяет проводить измерения в промысловых условиях.

7. Созданы расчетно-методические основы комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки природного газа с применением предложенных методов определения точки росы, влагосодержания газа и массовой концентрации воды в абсорбентах для осушки газа.

Основные научные результаты по теме диссертационной работы опубликованы в следующих статьях:

1. Крашенников C.B., Елистратов М.В., Донских БД. Методические проблемы и контрольные методы определения точек росы по водным фазам для природного газа сложного состава. Сборник трудов «ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии». - М.: ООО «ВНИИГАЗ» - 2003. - с. 483-488.

2. Донских БД., Елистратов М.В., Макинский A.A. Обеспечение достоверности измерения точек росы по водным фазам в природном газе после промысловой подготовки. - Надым: Изд-во ООО «Газпром добыча Надым», 2005 -Материалы IV научно-практической конференции молодых учёных и специалистов-с. 45-53.

3. Донских БД., Елистратов М.В., Макинский A.A. и др., Исследование сорбентов, используемых для подготовки пробы природного газа при замерах точек росы. - Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности», 2005 - №4 - с. 55-58.

4. Крашенников C.B., Донских БД., Донских В.Н. и др. Оперативный метод определения концентрации воды в гликолях, используемый при подготовке газа к транспорту. - «Наука и техника в газовой промышленности», 2006 - №4 -с. 55-58.

5. Донских БД., Макинский A.A. Обеспечение достоверности измерения точек росы по водным фазам. Основные положения проекта нового ГОСТ Р. -М.: 2007 - Материалы VII Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - с. 68-75.

6. Крашенников C.B., Донских БД., Макинский A.A. и др. Использование масляной абсорбции для подготовки пробы природного газа при замерах точек росы воды. - Спец. сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007 -№4-с. 62-66.

7. Донских Б.Д., Елистратов М.В., Макинский А.А. и др. Применение масляного абсорбера постоянного действия для подготовки пробы природного газа при замерах точек росы. - Спец. сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - № 1 - с. 66-69.

8. Истомин В.А., Смирнов В.В., Донских БД., и др. Анализ нормативных документов по расчетам влагосодержания и точек росы природного газа. - М.: «Газовая промышленность». - 2008, № 12, с. 22-26.

9. Смирнов В.В., Бахметьев П.И., Донских БД и др. Нормативное обеспечение измерений температуры точки росы природного газа по воде. - М.: «Газовая промышленность». - 2010, № 12, с. 44-48.

Подписано к печати « 25 » января 2011 г. Заказ № 3734 Тираж 120 экз. 1 уч. - изд.л, ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» По адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Донских, Борис Дмитриевич

Список обозначений и сокращений

Введение (

1. Показатели, характеризующие эффективность работы установок подготовки природного газа, анализ методов и приборов для их измерения

1.1 Характеристика основных процессов промысловой подготовки природного газа и показателей их эффективности

1.2 Методические особенности измерения температуры точки росы и влагосодержания природного газа

1.3 Приборное обеспечение измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам

1.4 Приборное обеспечение измерения влагосодержания природного газа

1.5 Выводы

2. Разработка контрольного метода измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам

2.1 Промысловые исследования и сравнительные измерения температуры точки росы приборами различного типа

2.2 Экспериментальные исследования кинетики конденсации паров воды из природного газа

2.3 Исследование систем пробоподготовки для измерений температуры точки росы природного газа

2.4 Совершенствование контрольного метода измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам

2.5 Выводы

3. Совершенствование методов измерения, расчета и взаимного пересчета температуры точки росы по водным фазам и влагосодержания природного газа

3.1 Состояние дел в области определения величины влагосодержания и ее пересчетах в величину температуры точки росы по водной фазе

3.2 Исследование фазовых равновесий в системе «природный газ - вода -метанол»

3.3 Разработка селективного метода измерения влагосодержания природного газа

3.4 Разработка корреляций для взаимного пересчета величины влагосодержания и температуры точки росы природного газа по водной фазе

3.5 Выводы 101 4. Внедрение разработанных методик при комплексном исследовании эффективности установок гликолевой осушки

4.1 Схема контроля технологических параметров промысловой подготовки газа при комплексном исследовании эффективности

4.2 Оперативная методика определения массовой концентрации воды в абсорбентах с помощью конденсационного гигрометра

4.3 Опыт применения разработанных методик на примере исследования эффективности абсорберов гликолевой осушки на УКПГ-7 месторождения «Медвежье»

4.4 Выводы 128 Заключение 129 Литература 131 Приложение А - Свидетельство об аттестации Методики выполнения измерений МВИ 65-08 143 Приложение Б - Акт внедрения результатов диссертационной работы в ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым»

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

ABO - аппарат воздушного охлаждения;

ВГР - водогликолевый раствор;

BMP - водометанольный раствор;

ВС - влагосодержание;

ГКМ - газоконденсатное месторождение;

ГИС - газоизмерительная станция;

ГМ - газовое месторождение;

ГТТ - газовый промысел;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ДЭГ - диэтиленгликоль;

ЕСГ - единая система газоснабжения;

КС — компрессорная станция;

МГ - магистральный газопровод;

MC - метанолосодержание;

МФА - многофункциональный аппарат;

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;

HTA - низкотемпературная абсорбция;

НТС - низкотемпературная сепарация;

ТТРВ - температура точки росы по водной фазе;

ТТРув - температура точки росы по углеводородам;

ТЭГ - триэтиленгликоль;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа; ЦЦКС - центральная дожимная компрессорная станция; ЧЭ - чувствительный элемент; ЭГ - этиленгликоль.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа"

Актуальность темы

Обеспечение качества природного газа, подаваемого в магистральные трубопроводы ЕСГ России, является важнейшей задачей при осуществлении промысловой подготовки. Поддержание транспорта газа в оптимальном и безопасном режиме, предотвращение образования гидратных и жидкостных пробок, коррозии и повреждения линейного оборудования и запорно-регулирующей арматуры - основные критерии для нормирования качества природного газа.

В настоящее время многие газовые и газоконденсатные месторождения России вступили в стадию падающей добычи, что усложнило промысловую подготовку газа, особенно в части обеспечения показателей качества. Для соблюдения нормативных требований к качеству природного газа, поставляемого в магистральные газопроводы, необходимо совершенствование расчетно-технологических и измерительных методов исследования эффективности работы технологических аппаратов осушки газа. Для уточнения термодинамических методов расчета влагосодержания и температуры точки росы по водным фазам (воде, льду, водометанольному раствору и гидрату) требуются дополнительные экспериментальные исследования фазовых равновесий в системе «природный газ - вода - метанол». Для совершенствования инструментальных методов требуется доработка систем пробоподготовки и алгоритмов измерения технологических параметров. Повышение точности расчетно-технологического моделирования и измерения технологических параметров позволяет оптимизировать капитальные вложения и эксплуатационные затраты при подготовке природного газа к магистральному транспорту. Поэтому разработка и усовершенствование методов определения технологических параметров процесса осушки природного газа является актуальной темой исследований.

Цель работы

Основные задачи исследований:

4. Провести эксперименты и получить уточненные термодинамические корреляции для расчёта влагосодержания и температуры точки росы природного газа по водным фазам при наличии в природном газе паров метанола.

6. Разработать оперативную методику определения массовой доли воды в абсорбентах, используемых для осушки природного газа.

Методы решения поставленных задач

Научная новизна работы

Выявлены закономерности кинетики конденсации паров воды в системе «природный газ - вода» при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа. Получена эмпирическая зависимость скорости конденсации паров воды от температуры и давления.

• ' I ч \

Основные защищаемые положения:

1. Методика экспериментальных исследований термодинамики и кинетики конденсации воды, льда, водометанольного раствора и гидрата природного газа на охлаждаемой поверхности гигрометра, позволяющая визуализировать процессы конденсации водных фаз.

4. Методика определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки природного газа с использованием конденсационного гигрометра, позволяющий проводить измерения в промысловых условиях.

Практическая ценность работы

Разработанный контрольный метод измерения температуры точки росы газа по воде включен в национальный стандарт ГОСТ Р 53763-2009 «Газ горючий природный. Определение температуры точки росы по воде».

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.х.н., профессору В.А. Истомину. Автор также благодарит за ценные замечания, помощь и поддержку при написании диссертации К.С. Басниева, Ю.Н. Васильева, K.M. Давлетова, К.И. Джафарова, С.И. Долгаева, В.Г. Квона, A.B. Елистратова, М.В. Елистратова, А.И. Ермолаева, С.В. Крашенникова, A.B. Козлова, Б.Е. Сомова, В.Т. Крушневича, А.Н. Кубанова, A.A. Макинского, H.H. Соловьева, С.А. Степанова.

1 ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И МЕТОДЫ ИХ ИЗМЕРЕНИЯ

Процессы промысловой подготовки природного газа направлены, прежде всего, на удаление из него примесей, присутствие которых сверх установленной нормы по тем или иным причинам нежелательно при магистральном транспорте. В отраслевом стандарте ОСТ 51.40 [1] нормируются такие показатели качества природного газа, как температура точки росы по воде (ТТР„) и углеводородам (ТТРуц). Методы измерения ТТР„ и влагосодержания (ВС) природного газа установлены в ГОСТ 20060 [2]. Анализ особенностей измерения ТТРП, ВС и их связи с технологией подготовки газа проведен в работах [3-10]. Величина влагосодержания природного газа также является важным показателем, необходимым для технологических расчетов работы аппаратов и процессов подготовки природного газа. Влагосодержание природного газа функционально связано с ТТРП, однако сущность этих показателей различна: влагосодержание количественный показатель, характеризующий содержание в газе паров воды, в то время как ТТР„ - качественный показатель, характеризующий образование новой фазы в системе при ее изобарном охлаждении. Процесс измерения показателей качества газа тесно связан с конкретным способом подготовки газа на УКПГ. Важность учета при измерениях ВС и ТТРВ специфики технологического процесса подготовки и влияния техпримесей отмечена в работах В:А. Истомина с соавторами [11-13], а также в последующих работах других авторов [14,15].

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Донских, Борис Дмитриевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Выполнен: анализ особенностей работы- существующих приборов и методов измерений: технологических параметров,-характеризующих процесс: абсорбционной осушки природного газа-. Отмечено; что-точность- этих измерений^, связана с наличием в газе примесей углеводородов и метанола. Присутствие о ' данных компонентов в количествах более 200 мг/м может влиять, на точность, методов измерения-технологических параметров.

2. Разработаны лабораторная установка и методика исследования кинетики и термодинамики конденсации паров воды из. природного-газа на охлажденI ной поверхности при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа. Методика предусматривает визуализацию процессов конденсации различных водных фаз (жидкой воды, льда, гидратов, водометанольного раствора). В методике использован авторский алгоритм определения термодинамической температуры фазового равновесия в системе «природный газ - вода».

3. Проведены лабораторные исследования процессов конденсации паров воды из природного газа на зеркале конденсационного визуального гигрометра. Получены новые данные по кинетике и термодинамике образования различных водных фаз из природного газа. На основании результатов исследований предложена простая эмпирическая корреляция для расчета скорости конденсации паров воды на зеркале при измерениях визуальным, гигрометром в зависимости от давления, температуры и величины переохлаждения зеркала.

4. Разработаны уточненные термодинамические корреляции и методы расчета влаго- и метанолосодержания природного газа при термодинамическом равновесии с различными водными фазами. Предложены формулы для расчета давления паров воды над различными водными фазами. Погрешность формул не превышает 5 %.

5. Обосновано применение визуального конденсационного метода определения температуры точки росы природного газа в качестве контрольного. Контрольный метод позволяет достоверно идентифицировать фазу (жидкую воду, лед, гидраты, углеводороды), образующуюся на зеркале гигрометра. Контрольный метод дает возможность визуализировать конденсирующуюся фазу и гарантировать ее термодинамическую стабильность.

6. Предложена оперативная методика определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки газа, заключающаяся в измерении точки росы газа-по льду, приведенного в равновесие с абсорбентом, с последующим расчетом массовой доли воды в абсорбенте по специально-разработанным зависимостям. Метод достаточно точен, прост в использовании и позволяет проводить-измерения непосредственно в цехе осушки газа.

7. Созданы расчетно-методические основы комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки природного газа с применением разработанных методов определения точки росы, влагосодержания газа и массовой концентрации воды в абсорбентах для осушки газа. Отмечена эффективность предлагаемых методик при необходимости получения оперативных и достоверных результатов измерений. Показано, что применение предлагаемых методов при определении эффективности аппаратов осушки позволяет снизить погрешность промысловых исследований более чем в 2 раза.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Донских, Борис Дмитриевич, Москва

1. ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным трубопроводам». (С изменениями № 1-8).

2. ГОСТ 20060-83 «Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги». (С изменениями № 1,2)

3. Истомин В.А. В полной ли мере показатель точки росы газа по влаге характеризует качество товарного газа. Сб. ИРЦ Газпром, сер. «Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа». 1995, №3, с. 5-21.

4. Истомин В.А. Проблема обеспечения показателей, качества природного газа, и равновесия углеводородных систем с водными фазами. М.: ИРЦ Газпром, 1999,68 с.

5. Истомин В.А. Обеспечение показателей качества природного газа. Газовая промышленность, 2000, №5, с. 37.

6. Бекиров Т.М., Мурин В.И. и др. О взаимоувязке показателей УКПГ и МГ. Газовая промышленность, 1989, № 10. с. 53-55.

7. Гриценко А.И., Истомин В.А. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: Недра, 1999; 474 с.

8. Истомин В.А. Влагомеры конденсационного типа. Газовая промышленность, 2000, №12, с. 39-41.

9. Истомин В.А., Елистратов М.В., Елистратов A.B. Применение глико-лей для абсорбционной осушки природных газов. Физико-химические аспекты. Обз. Инф. Сер. Подготовкам переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 2004,168<с.

10. Москалев И.Н. Влагометрия природного газа: взгляд на проблему, постановка задачи. Газовая промышленность, 2000, № 12, с. 36-38*.

11. Методические указания по комплексному исследованию технологических установок подготовки газа и конденсата к транспорту. Баку - 1979 - 123 с.

12. Голубов А. «Необходимость реконструкции установок промысловой подготовки газа Заполярного НГКМ» М.: «Нефть и Газ Евразия» №4 2007 стр. 3237.

13. Шиняев С.Д., Балюк И.В. и др. Конденсат, поступающий на УКПГ-1С Заполярного ГНКМ -М.: Газовая промышленность, 2000, №5, с. 37.

14. Лебенкова И.В. Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки. Диссертация на соискание учёной степени к.т.н. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2005,171 с.

15. Москалев И.Н. Влагометрия природного газа: перспективы развития. Газовая промышленность, 2001, № 1, с. 43-46.

16. Мурин В.И., Клишин Г.С. и др. Метрологическое обеспечение измерения влажности природного газа. М.: ИРЦ Газпром, 1998, 23 с.

17. Бахметьев П.И. Классификация методов и поточных средств измерения влажности газов, в сб. Повышение эффективности газотранспортного оборудования. М.: ВНИИГАЗ, 1996, с. 39-43.

18. Сайкин В.В. Измерение влажности природного газа. Материалы НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1997

19. РМГ 75-2004 Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения влажности веществ. Термины и определения. Минск ЕАСС - 2005

20. Ткаченко М.Ф., Плехоткин В.П., Бондаревский A.A. Приборы для контроля качества подготовки природных газов. Измерительная техника, 1982, № 10:

21. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. М.: Недра, 2000, 280 с.

22. Deaton W.M., Frost Е.М. Apparatus for determining dew point of gases under pressure. US Monograph, 1938.

23. ASTM D 1142-2000 «Standard test method for water vapor content of gaseous fuels by measurement of dew-point temperature»

24. Деревягин A.M. и др. Контрольная и поверочная аппаратура по измерению влагосодержания природного газа серии «КОНГ». Материалы НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1997,10 с.

25. Будзуляк Б.В., Деревягин A.M., Селезнев C.B. Конденсационный гигрометр «КОНГ-Прима-2». Газовая промышленность, 1999, № 7, с. 57-59.

26. Деревягин A.M., Селезнев C.B., Степанов А.Р. Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4». Газовая промышленность, 2002, № 1, с. 15-22.

27. Деревягин A.M., Селезнев C.B., Степанов А.Р., Агальцов А.Г. Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4». Газовая' промышленность, 2002, № 11, с. 55-58.

28. Деревягин A.M., Фомин A.C., Истомин В.А. и др. Интерференционный анализатор точек росы газа по влаге и углеводородам. • Газовая промышленность, 2005, №1, с. 70-78.

29. Агальцов А.Г., Деревягин A.M., Селезнев-C.B: Эксплуатационные и метрологические, характеристики анализатора точек росы «КОНГ-Прима-Ю». Наука и техника в газовой промышленности. 2006. № 4. - С.57-61

30. Деревягин A.M. Семейство влагомеров серии, КОНГ. Газовая промышленность, 2003, № 7, с. 60-64.

31. Деревягин A.M., Степанов С.А., Истомин В.А. и др. Технологическое применение анализаторов точки росы серии KOHF. Газовая промышленность, 2005, № 3, с. 42-44.

32. Селезнев C.B. Разработка информационно-измерительной системы для оперативного контроля влажности природного газа. Диссертация на соискание учёной степени к.т.н. М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2006,153 с.

33. Агальцов А.Г. Разработка и исследование лазерного преобразователя информации для системы непрерывного автоматического контроля точек росы. Диссертация на соискание учёной степени к.т.н. Саратов.: СГТУ, 2006, 152 с.

34. Деревягин А.М! Информационно-измерительная система для объектов добычи, транспорта и распределения природного газа. Диссертация на соискание учёной степени д.т.н. Саратов.: СГТУ, 2007.

35. Вышиванный В.Г., Костюков В.Е., Москалев И.Н., Кузнецов* С.А. Конденсационные гигрометры: состояние и перспективы совершенствования. Часть 1. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №7, 2007, с. 2-12.

36. Вышиванный В.Г., Костюков В.Е., Москалев И.Н., Кузнецов С.А. Конденсационные гигрометры: состояние и перспективы совершенствования. Часть 2. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №8,2007, с. 11-18.

37. Москалев И.Н., Чистиков С.П. Температура точки росы по влаге при гликолевой осушке газа. Газовая промышленность, 2002, № 5, с. 60-63.

38. Москалев И.Н., Кориткин И.П. и др. Температура точки росы по ДЭГ как характеристика работы абсорбера. Газовая промышленность, 2002, № 6, с. 78-80.

39. ИСО 10101:1993 Часть 1 - Природный газ. Определение содержания воды по методу Карла Фишера.

40. ГОСТ 14870-1977 Продукты химические. Методы определения воды.

41. Халиф A.JL, Туревский E.H. и др. Приборы для определения влажности природных газов. Обз. информация, сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, М.: ИРЦ Газпром, 1995, 44 с.

42. Анализаторы влажности газов на основе пьезокристалла. Ж. Законодательная и прикладная метрология» № 1 1997

43. Митчел Дж., Смит Д., Акваметрия. М.: Издатинлит, 1952,426 с.

44. Плотников В.М., Подрешетников В.А., Радкевич В.В. Тетеревятников Л.Н., Контроль состава и качества природного газа. Л.: «Недра», 1983, 192 с.

45. Березкин В.Г., Мысак А.Е., Полак Л.С. Газохроматографическое определение следов воды в углеводородах. Нефтехимия, 1964, № 4, с. 156.

46. Туркельтауб Н.М. и др. Определение остаточной-влажности в газах после их осушки хроматографическим методом. Газовая хроматография, Вып. LXTV, М.: Недра, 1970,146 с.

47. Алишоев В.Р., Березкин В.Г. и др. Газохроматографическое определение следов воды в газах. Газовая хроматография, сб. статей, вып. № 10, НИИТЭИ, 1969, с. 92.

48. Mitchell J., Smith D. Aquametry. A treatise on methods for the determination of water. NY. 1977,2nd ed., Vol. 2. 600 pp.

49. ИСО 15972-1997. «Природный газ Измерение свойств - Отдельные компоненты и конденсационные свойства - Часть 1: Содержание воды и определение точки росы по воде»

50. Парасына А.С. Исследование возможности создания автоматизированного прибора измерения влажности природных газов методом инфракрасной спектроскопии. Саров, РФЯЦ-ВНИИЭФ, 1996, Научно-технический отчет, 34 с.

51. Мухтаров Р.Г. и др. Измерительный комплекс на базе СВЧ-влагомера «Тест-300». Газовая промышленность, 1997, №1, с. 46-47

52. Косцов A.M., Шульженко С.Н. и др. Определение влажности природного газа. Газовая промышленность, 1997, №3, с. 40-41

53. Pieter R. Wiederhold The principles of chilled mirror hygrometry. Advantica Technologies Conference "Highlights advances in natural gas quality monitoring" UK, Loughboro, 2003

54. Александров A.A., Григорьев Б.А. ГСССД 98-776-2000. Таблицы теп-лофизических свойств воды и водяного пара. М.: 2006, Изд. МЭИ, 168 с.

55. Александров А.А. Система уравнений IAPWS-IF97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчетах, ч. 1, Основные уравнения. Теплоэнергетика, 1998, № 9, с. 69-77.

56. Le Noe О. et al. «Development of a mathematical correlation between water content and water dew point». International Gas Research Conference, 1995, pp. 25-34.

57. Althaus K. et al. «GERG Model predictions and experimental verification of water dew points of natural gas». International Gas Research Conference, 1998, pp. 551550.

58. Oellrich L.R., Althaus K. et al. GERG Technical monograph 14. GERG -water correlation. Karlsruhe 2000,168 p.

59. Истомин B.A., Деревягин A.M., Селезнев C.B. и др. «Метод точек росы для исследования двухфазных равновесий газовых гидратов». Н и Т в ГП №1-2, 2004, 63-70

60. Шервуд Т., Пигфорд Р., Уилки Ч. Массопередача. Перевод с англ. М.: Химия. 1982, 696 с.

61. Общий курс процессов и аппаратов химической технологии. Под ред. В.Г. Вайнштейна. М: Логос Высшая школа, 2003, 2 т. 887 с.

62. Синайский Э.Г., Лапига Е.Я., Зайцев Ю.В. Сепарация многофазных многокомпонентных систем. М.: Недра, 2002, 622 с.

63. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных газов, М.: Химия, 1984, 190 с.

64. ИСО 6327-1981 Анализ газов определение точки росы воды природного газа гигрометры с охлаждаемой поверхностью. Международный стандарт. Перев. с англ.

65. ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб. Проект. М.: Издательство стандартов. 2009

66. ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Методы отбора проб. М.: Издательство стандартов, 1988

67. ГОСТ 27577-2000 Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания, М.: ИПК Издательство стандартов, 2004

68. ISO 18453:2004 Natural gas Correlation between water content and water dew Point

69. Бюкачек Р.Ф. Равновесное содержание влаги в природных газах. Перевод ВНИИГАЗ, 1959, 56 с.

70. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз. - 1982. - 59 с.

71. Косяков Н.Е. и др. Растворимость влаги в сжатых аргоне, метане и гелии при низких температурах. Ж.П.Х., 1979, т.52, №4, с. 922-928.

72. Истомин В.А., Квон В.Г. Методика и результаты расчета двухфазных равновесий природного газа с конденсированной водной фазой. Сб. «Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера». М.: ВНИИГАЗ, 1995, с. 180-204.

73. Rabinovich V.A., Beketov V.C. Moist gases: thermodynamic properties. Begell House Inc, 1995,294 pp.

74. Калиновский Ю.В., Минеев A.B., Пономарев А.И. Модификация кубических уравнений состояния Пенга-Робинсона и Брусиловского для описаниялове-дения воды и метанола. «Нефтегазовое дело», 2006, т. 4, № 1, с. 293-297.

75. Deaton W.M., Frost E.M. Gas hydrates and their relation to the operation of natural gas pipelines. US Monograph, 1946.

76. Campbell J.M. et al. Measurement of water vapor content of gases. Oil and Gas J., 1951, 50, pp. 24.

77. Kobayashi R., Katz D.L. Vapor liquid equilibria for binary hydrocarbon -water system. Ind. Eng. Chem., 1953,45, pp. 440-446.

78. McKetta J.J., Katz D.L., Methane n-butane - water system in two and three phase. Ind. Eng. Chem., 1948,40.

79. Villard I.E., Bissey L.T., Nielsen R.F. Dew point and water contents of methane ethane mixtures at a series of pressures and temperatures. Producers Monthly, 1954,18.

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

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

82. Nielsen R.B., Bucklin R. W. Why not use methanol for hydrate control. -Hydrocarbon processing 1983 -v. 62, №4, pp. 71-78

83. Hong J.H., Malone P.V. et al. The Measurement and Interpretation of the Fluid Phase Equilibria of a Normal Fluid in a Hydrogen Bonding Solvent: the MethaneMethanol System. Fluid Phase Equilibria. - 1987. - V. 38. - P. 83-96.

84. Cohran S.W. et al. Enthalpies of water-methanol- mixtures between, 180« К and 320-K Fluid phase Equilibria. 1993. 88. pp. 171-181

85. Mocbel I., Kasehgary H., Rauzy E., Jose J'. Static measurements of the total vapor pressure of water + methanol mixtures at temperatures between 243 and 313 K, The Int., Electron J., of Phys.-Chem. Data, 1995,1,135-138 pp

86. Blanko S.T. et al. Dew points of ternary Methane+water+methanol: Measurement and correlation. Can. J. Chem., 2000, v. 78, pp. 1-7.

87. Gmehling J. et al. Vapor-liquid equilibrium data'collection, V 1, part la, DEChEMA, Frankfurt/Main, FRG, 1981

88. Kojima K, et al. Thermodynamic consistency test of vapor-liquid equilibrium data Methanol Water, Fluid Phase Equilibria, 56, 1990, 269-284 pp

89. J; Simonson et al. Excess molar enthalpies: and the thermodynamics of methanol: + water to 573,15 К and 40 MPa, J. Ghem. Thermodynamics v 19 № 5, 1987, 479492 pp.

90. T. Friese et al. Effect of KC1 or NaCl on the excess enthalpies of alkanol + water mixtures at various temperatures and salt concentrations. J. Chem. Eng. Data, 1999, v. 44, №4, 701-714 pp.

91. K.A. Pividal et al. J. Chem. Eng, Data, 37,1992,484-487 pp.

92. Уэйлес C.M. Фазовые равновесия в химической технологии. М.: Мир, 1989,2т., 664 с. (под ред. проф. Бескова B.C.)

93. Морачевский и пр. Термодинамика равновесия« жидкость-пар. Л.: Химия, 1989,344 с.

94. Бекиров T.M. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М.: Недра, 1980,294 с. .

95. Елистратов А.В., Донских, В.Н., Лаухин Ю.А. Точность определения воды в гликолях методом отгонки с органическим растворителем. Сб. трудов ВНИИГАЗ 2008

96. РД 51-140-2005 Методы определения содержания воды в абсорбенте для осушки природного газа; ИРЦ Газпром, 2005, 8 с.

97. International recommendation OIML R 121-1996. Hie scale of relative humidity of air certified against saturated salt solutions

98. Гухман Л.М. Подготовка газа Северных газовых месторождений к дальнему транспорту. Л;: Недра, 1980, 161 с.

99. Клюсов В. А., Касперович А .Г. Анализ эффективности работы систем абсорбционной осушки природного газа. Обз. Инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1984, вып. 9, 53 с.

100. Aoyagi К., Song K.Y., Kobayashi R., Sloan E.D., Dharmawardhana P.B. The Water Content and Correlation of the Water Content of Methane in Equilibrium with4

101. Hydrates. GPA Research Report 45: Tulsa, OK; December 1980.

102. Mohammadi A.H., Richon D. On Estimating the Water Content of Gas in Equilibrium with Gas Hydrate or Ice. AiChE Journal, 2007, Vol. 53, No 6,1601-1607 pp.

103. Song K.Y., Yarrison M., Chapman W. Experimental low temperature water content in gaseous methane, liquid ethane, and liquid propane in equilibrium with hydrate at cryogenic conditions. Fluid Phase Equilib. 2004; 224:271-277.

104. Mohammadi A.H., Chapoy A., Tohidi В., Richon D. A Semi-empirical approach for estimating the water content of natural gases. Ind Eng Chem Res. 2004;43:7137-7147.

105. Mohammadi A.H., Chapoy A., Richon D., Tohidi B. Experimental measurement and thermodynamic modeling of water content in methane and ethane systems. Ind Eng Chem Res. 2004, v. 43 pp. 7148-7162.

106. Folas G.K., Froyna E.W., Lovland J., Kontogeorgis G.M., Solbraa E. Data and prediction of water content of high pressure nitrogen, methane and natural gas, Fluid Phase Equilibria, 252, 2007, pp. 162-174.

107. L0kken T.V., Bersas A., Christensen K.O., Nygaard C.F., Solbraa E. Water content of high pressure natural gas: Data, prediction and experience from field, Math, of IGRC Paris 2008 Conference, 2008,43 p.1. У Т ВПРЖДЛЮ

108. Директор Инженерно-Технического Цс'нтра,000^1 ^ппор.м добыча 11адым»,1. У* Смолой ^JJxm г.1. АКТ ВНЕДРЕНИЯрезультатов диссертационной работы Донских Бориса Дмитриевича

109. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНО

110. Предприятие, где проведено внедрение: общество с ограниченной ответственностью «Г азпром добыча Надым».

111. Объект, где проведено внедрение: Инженерно-Техническим Центр ООО «Газпром добыча 11адым»

112. Состав внедрённого мероприятия: разработка методики выполнения измерения массовой доли воды (влажности) промышленных абсорбен тов.

113. Экономический эффект достигается за счет получения более достоверной и оперативной информации о влажности абсорбента, что npedome/iaujaem перерасход энергии на его избыточную регенерацию.

114. Заместитель директора ИТЦ, д.т.^ь-^;™ K.M. Давлетов

115. ГО 1 "АЗА СЕВЕРНЫХ МЕС ТОРОЖДЕНИИ»

116. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ МАССОВОЙ ДОЛИ ВОДЫ В ПРОМЫШЛЕННЫХ АБСОРБЕНТАХ

117. Методика выполнения измерений массовой доли воды в промышленных абсорбентах, разработанная ООО "ВНИШ'ЛТ', аттестована в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96, PMI 61-2003, I ОСТ Р ИСО 5725-2002.

118. Arrecí ация осуществлена по результатам экспериментальных исследований МВИ.

119. В результате аттестации установлено, что МВИ соответствует предъявляемым к ней метроло! ическим фсбовапням и обладает основными метрологическими характеристиками, приведенными на обороте настоящего свидетельства.

120. При реализации методики в лаборатории обеспечивают контроль стабильности результатов анализа на основе контроля стабильности средие-квадрашческого отклонения повторяемости.шшшк

121. Дата выдачи 10 июня 2008 года

Информация о работе

Донских, Борис Дмитриевич
кандидата технических наук
Москва, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы