Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологического процесса подготовки газа и конденсата

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологического процесса подготовки газа и конденсата"

На правах рукописи

ЮНУСОВ Рауф Раиссвпч

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА (НА ПРИМЕРЕ ЮРХАРОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003457398

Уфа-2008

003457398

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университет.: на кафедре «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».

Научный руководитель

доктор технических наук Хафизов Айрат Римович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Токарев Михаил Андреевич; кандидат технических наук Касперович Александр Геннадиевич.

Ведущая организация

ООО «ВНИИГАЗ».

Защита состоится 26 декабря 2008 года в 15-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 26 ноября 2008 года.

Ученый секретарь совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Перспективы развития газовой промышленности в России в первую очередь связаны с освоением газовых и газоконденсатных месторождений в районах Крайнего Севера. Транспортировка газа из этих месторождений осуществляется по магистральным газопроводам, расположенным в зоне распространения многолетнемерзлых пород. На температурный режим работы газопроводов налагаются жесткие требования с целью обеспечения их эксплуатационной надежности и сохранности вечной мерзлоты. При уменьшении пластового давления в процессе разработки месторождения и подключении дожимной компрессорной станции (ДКС) в технологическую схему установки комплексной подготовки газа (УКПГ) температура газа на входе в УКПГ повышается, что приводит к положительным по Цельсию температурам товарного газа. Для предотвращения негативных явлений, связанных с протаиванием многолетнемерзлых пород (ММП) вокруг газопровода, его необходимо прокладывать на термостатических свайных основаниях с теплоизоляцией по всей длине, что приводит к увеличению капитальных затрат и снижению рентабельности добычи газа. Более эффективным направлением, позволяющим снижать температуру товарного газа на выходе из УКПГ, является совершенствование технологий подготовки газа с применением детандер-компрессорных агрегатов.

Другой важной проблемой газодобычи в условиях Крайнего Севера является предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа, что осуществляется с использованием ингибитора гидратообразования - метанола. Следует подчеркнуть, что увеличение масштабов добычи газа приводит к пропорциональному увеличению потребления метанола. В то же время доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость. Поэтому исследования, направленные на сокращение эксплуатационных затрат по предупреждению гидратообразования, в том числе и разработка вариантов технологии производства метанола непосредственно на промысле, являются актуальными.

Цель работы - разработка комплексных технологических схем подготовки сква-жинной продукции к дальнему транспорту в районах Крайнего Севера, включая технологию получения метанола из природного газа в промысловых условиях на установках комплексной подготовки природного газа (УКПГ).

Основные задачи исследования:

1 Анализ эффективности промысловой подготовки газа эксплуатируемых УКПГ северных месторождений (на примере Юрхаровского промысла). Определение основных направлений решения технологических проблем.

2 Разработка модификаций технологических схем промысловой подготовки природных газов многопластовых месторождений Крайнего Севера с учетом технических требований по показателям качества товарного газа и его температуре.

3 Анализ технологических потерь метанола - ингибитора гидратообразования на УКПГ.

4 Поиск путей адаптации к промысловым условиям традиционных методов получения метанола с использованием в качестве сырья природного газа (метана).

5 Разработка новых технологических схем производства метанола в промысловых условиях. Проектирование малотоннажной опытно-промышленной установки, интегрированной в технологический процесс подготовки газа на УКПГ-1 Юрхаровского месторождения.

6 Экспериментальное исследование влияния технологических параметров на показатели работы опытно-промышленной установки производства метанола. Учет экологических аспектов влияния производства метанола на чувствительные экосистемы Крайнего Севера.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских и опытно-промышленных работ с применением современных физических и физико-химических методов исследований. Использованы методы прикладной термодинамики для расчета фазовых равновесий газоконденсатных смесей и моделирование технологических процессов с привлечением современных лицензионных программных продуктов (моделирующих технологических комплексов «ГазКопдНефть» и «Гиббс»). Экспериментальные исследования выполнены на опытно-промышленной установке производства метанола на Юрхаровском ГКМ (газоконденсатном месторождении). При выполнении научных исследований и анализе результатов использовались методы математического моделирования и статистической обработки данных.

Основные защищаемые положения

1 Новые модификации технологических схем промысловой подготовки природных газов различных продуктивных горизонтов применительно к многопластовым газовым и газоконденсатным месторождениям в районах со сложными геокриологическими и горно-геологическими условиями.

2 Методический подход к проектированию рентабельных технологий малотоннажного производства метанола в промысловых условиях, максимально интегрированных с установками комплексной подготовки газа.

3 Создание опытно-промышленной малотоннажной установки на Юрхаровском промысле ОАО «НОВАТЭК». Отработка технологии, анализ экспериментальных данных по показателям работы и оптимизация технологического режима установки.

Научная новизна

1 Впервые разработаны новые технологические схемы подготовки скважинной продукции многопластовых газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, в которых используется изоэнтропийное расширение газового потока и обеспечиваются рациональные параметры технологического процесса (температурный уровень минус 30 °С, температуры выходных потоков газа и конденсата 0....минус 2 °С).

2 Выявлено, что при добыче сеноманского газа до 10- 15 % от объемов добычи валанжинских газов целесообразно проводить их совместную промысловую подготовку с использованием в качестве холодопроизводящего процесса расширение потока валан-жинского газа.

3 Впервые установлены рациональные технологические параметры совмещенной с УКПГ малотоннажной установки получения метанола из природного газа - термодинамические режимы конверсии парогазовой смеси и реактора синтеза, а также соотношение расходов водяного пара и метана (3 : 1).

Практическая значимость

1 Технологическая схема промысловой подготовки газа с детандер-компрессорными агрегатами включена в проект обустройства второй очереди Юрхаров-ского месторождения. Она обеспечивает температуру поступающего в магистральную газотранспортную систему товарного газа на уровне 0 - минус 2 "С, и позволяет отодвинуть ввод ДКС на два года при сохранении степени извлечения углеводородного конденсата.

2 Впервые спроектирована, создана и пущена в опытно-промышленную эксплуатацию на Юрхаровском промысле рентабельная малотоннажная установка производства метанола, интегрированная в технологические объекты УКПГ (производительность установки 12,5 тысяч тонн в год).

3 Предложен и обоснован комплекс технических решений, обеспечивающих экологическую безопасность эксплуатации малотоннажных установок производства метанола в районах Крайнего Севера.

Апробация работы

Основное содержание работы доложено на пяти научно-технических конференциях: второй международной конференции «Метанол 2007» (Москва, март 2007 г.); Международной конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», (Москва, ИПНГ РАН, апрель 2007 г.); отраслевой конференции «Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазового комплекса» (Анапа, май 2008 г.), Международной конференции по газовым гидратам (Ванкувер, 2008 г.), Международной научно-практической конференции "Техника и технологии добычи и подготовки нефти и газа в осложнённых условиях эксплуатации" (Москва, ЦВК «Экспоцентр», июнь 2008 г.).

Результаты работы докладывались на научных семинарах в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (кафедра «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»), научно-технических советах ОАО «НОВА-ТЭК», ОАО Газпром и ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2005 - 2008 гг.).

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 15 печатных работах, в том числе: 1 монография, 8 статей, тезисы 3 докладов на научных конференциях, 3 патента РФ. Две публикации помещены в изданиях, включенных в перечень ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, глав, заключения, списка литературы из 100 наименований, изложена на 135 страницах, содержит 28 рисунков, 31 таблицу.

Содержание диссертационной работы

Во введении охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, защищаемые положения, научная новизна, практическая ценность полученных результатов, приведены сведения об апробации работы и её структуре.

В первой главе обсуждаются особенности промысловой подготовки газа и конденсата для многопластовых месторождений со сложными геокриологическими и горно-геологическими условиями (на примере Юрхаровского газоконденсатного месторождения ОАО «НОВАТЭК»).

Отмечено, что в создание новых технологий, направленных на эффективную промысловую подготовку природных газов газоконденсатных залежей, значительный вклад внесли ведущие специалисты нефтегазовой отрасли: Андреев О.П., БекировТ.М., Берго Б.Г., Бурмистров А.Г., Великовский A.C., Гафаров H.A., Гриценко А.И., Запорожец Е.П., Зиберт Г.К., Елистратов В.И., Истомин В.А., Касперович А.Г., Кисленко H.A., Кабанов Н.И., Клюсов В.А., Кубанов А.Н., Кульков А.Н., Ланчаков Г.А., Лаухин Ю.А., Мишшкаев В.З., Ставицкий В.А., Сиротин A.M., Сулейманов P.C., Толстов В.А., Халиф А:Л., Худяков О.Ф., Юшкин В.В., ЯзикА.В. и многие другие. Накопленный в газовой отрасли технологический опыт позволяет успешно ставить и решать новые задачи, связанные с особенностями разработки и эксплуатации многопластовых нефтегазокон-денсатных залежей с большим этажом газоносности в сложных геокриологических и горно-геологических условиях.

Отмечены основные особенности разработки Юрхаровского нефтегазоконденсат-ного месторождения, состоящие в следующем:

• расположение значительной части месторождения в акватории Тазовской губы и наличие весьма жестких природоохранных требований к территории месторождения;

• необходимость использования высокопроизводительных скважин с большими отклонениями от вертикали и горизонтальными окончаниями при разбуривании месторождения с берега, а в перспективе - переход на многозабойные скважинные технологии;

• многопластовый характер месторождения с сильно различающимися газокон-денсатными характеристиками эксплуатационных объектов.

По результатам проведенного анализа сформулированы основные научно-технические проблемы, на решение которых и направлены последующие главы диссертации:

I Совершенствование низкотемпературных технологий подготовки газов различных продуктивных горизонтов, в том числе с использованием детандерных технологий.

2 Необходимость сокращения эксплуатационных затрат на предупреждение гид-ратообразования при использовании в качестве ингибитора метанола. Здесь выделена наиболее актуальная проблема - разработка рентабельных вариантов малотоннажного производства метанола непосредственно на промысле.

3 Разработка комплекса технических решений для обеспечения экологической чистоты метанольных технологий, адаптированных к промысловым условиям.

Вторая глава диссертации посвящена методам совершенствования технологий промысловой подготовки газа на Крайнем Севере. Выделено два наиболее важных аспекта: разработка технологических схем совместной подготовки природных газов разных продуктивных горизонтов и применение детандер-компрессорных агрегатов в технологиях подготовки газов газоконденсатных залежей.

Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации (УНТС) 1-й очереди Юрхаровского промысла включает двухступенчатую сепарацию газа с использованием эжектора на второй ступени сепарации, что позволяет при изоэтальпийном расширении потока газа одновременно утилизировать низконапорный газ выветривания нестабильного конденсата. Проектная технология обеспечивает необходимую температуру сепарации на уровне минус 30 °С при давлении газа на входе в установку не ниже 10 МПа и давлении на выходе - на уровне 7,0-7,5 МПа. При последующем снижении входного давления проектом обустройства предполагается строительство ДКС, подключаемой после первой ступени сепарации газа.

Технология низкотемпературной сепарации и её модификации успешно используются в газовой промышленности России для подготовки газа и углеводородного конденсата неокомских газоконденсатных залежей Западной Сибири начиная с 1985 года. В то же время для промысловой подготовки газов сеноманских (чисто газовых) залежей традиционно используются абсорбционные и адсорбционные технологии. Следует отметить, что на месторождениях-гигантах (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное) запасы газа в газовых залежах существенно превосходят запасы газа неокомских горизонтов, что обусловливает первоочередной ввод в разработку сеноманских залежей. В то же время на ряде месторождений Западной Сибири имеет место обратная картина (Юрхаровское месторождение, месторождения Большахетской впадины и др.), т.е. существенное превышение (в несколько раз) запасов газа нижних горизонтов по сравнению с сеиоманской залежью. Для таких многопластовых месторождений оказывается целесообразной разработка вари-

антов подготовки газов различных продуктивных горизонтов с использованием низкотемпературных технологий, т.е. за счет утилизации избытка холода, образующегося при промысловой подготовке газов газоконденсатных залежей. В работе предложен ряд технологических схем (с включением дополнительного теплообменного оборудования и со смешением потоков в различных точках технологической схемы) для оптимизации технологии подготовки газов нескольких продуктивных горизонтов. Предложенные технологические схемы позволяют на одной УКПГ обрабатывать продукцию скважин сеноманских и валанжинских залежей при объеме добываемого сеноманского газа до 10-15 % от объемов валанжинского газа.

Для повышения эффективности работы УНТС и продления режима ее бескомпрессорной работы, как известно, целесообразен переход с изоэтальпийного расширения газа на его изоэтропийное расширение (как более эффективный холодопроизводящий процесс). В работе проведен анализ перевода технологии подготовки газа с технологии «НТС с эжектором» на технологию «НТС с детандер-компрессорным агрегатом» с учетом особенностей Юрхаровского месторождения (как для первой очереди, так и для последующих очередей). При этом отмечена необходимость решения дополнительной научно-технической проблемы охлаждения товарного газа при подключении Юрхаровского месторождения к магистральному газопроводу ОАО «Газпром». В соответствии с согласованными техническими условиями следует обеспечить температуру товарного газа в точке подключения 0 минус 2 °С. Тогда как при существующей технологической схеме УНТС температура газа находится в диапазоне плюс 8-И 2 "С. При таких температурах для предотвращения протаивания ММП вокруг трубопровода и уменьшения его температурных деформаций проектируемый газопровод необходимо прокладывать на термостатических свайных основаниях с теплоизоляцией по всей длине. Это приводит к увеличению сроков строительства и существенному удорожанию проекта.

В связи с этим в диссертации проанализирован ряд принципиально возможных вариантов решения указанной проблемы.

1 Строительство станции охлаждения газа (СОГ) с пропановым хладагентом. СОГ принципиально позволяет поддерживать необходимую температуру на выходе УКПГ на весь период эксплуатации месторождения. Данная технология хорошо отработана, в том числе на Уренгойском месторождении. Однако её существенным недостатком являются высокие капитальные и эксплуатационные затраты.

2 Охлаждение товарного газа в теплообменниках с использованием холодной воды Тазовской губы. Эта технология предполагает строительство двух водоводов диаметром 800 мм, мощной насосной станции и блока теплообменников типа «газ - вода». Учитывая высокий расход воды и большое содержание в ней различных механических примесей, необходимо отметить, что существует вероятность загрязнения теплообменников. Это в свою очередь потребует строительства масштабных очистных сооружений либо ввода дополнительных резервных теплообменников. Кроме того, требуется проработка всех негативных экологических аспектов данной технологии, а также её экологическая экспертиза.

3 Строительство СОГ с применением турбодетандерных агрегатов (после УКПГ). Данная схема значительно дешевле схемы «СОГ с пропановым хладагентом», при этом не требуется монтаж дополнительного оборудования в существующих технологических цехах УКПГ, а также не требуется внесение изменений в проекты технологических цехов Юрхаровского ГКМ. Однако проведенные технологические расчеты показали, что данная технология позволяет обеспечить необходимую температуру газа, только если давление газа после СОГ не превышает 6,6 МПа (но по прогнозным данным давление в магистральном газопроводе практически всегда будет превышать 6,6 МПа).

Таким образом, проанализированные выше технические решения имеют серьезные недостатки. В работе показано, что для оптимального решения рассматриваемой проблемы в качестве дополнительного холодопроизводящего процессов более целесообразно использование холода окружающей среды (воздуха), а также модификация технологии промысловой подготовки газа с применением термодинамически более эффективного процесса - изоэнтропийного расширения газа. В результате анализа различных вариантов технологических схем применительно к Юрхаровскому ГКМ в диссертации предложена новая модификация турбодетандерной технологии НТС (рисунок I), обеспечивающая отрицательные температуры газа и конденсата на выходе с установки (без использования СОГ), увеличение выхода С3+ и одновременно позволяющая отодвинуть сроки ввода ДКС. При этом данная технология оптимально «вписывается» в существующий технологический процесс и, следовательно, может быть использована как при реконструкции 1-й очереди УКПГ Юрхаровского промысла, так и при строительстве последующих очередей.

13 12

1 - пробкоуловитель; 2 - первичный сепаратор; 3 - аппарат воздушного охлаждения; 4 - теплообменник «газ-газ»; 5 - эжектор; 6 - низкотемпературный сепаратор; 7 - низкотемпературный разделитель; 8 - теплообменник «газ-конденсат»; 9 - разделитель; 10 - буферная емкость; 11 -насосы внешнего транспорта; 12 - детандер-компрессор; 13 - трубный сепаратор

Рисунок 1 - Предлагаемая технологическая схема Юрхаровского УКПГ с турбодетандерным агрегатом По предлагаемой технологии компрессор турбодетандерного агрегата предлагается разместить перед аппаратами воздушного охлаждения (ABO) сырого газа, а турбину - перед низкотемпературным сепаратором. Для компримирования и утилизации газов выветривания часть высоконапорного газа (в соответствии с расчётами 10-М 5% от общего высоконапорного потока) подаётся на эжектор, включённый в схему параллельно турбине турбодетандерного агрегата (ТДА). При этом для исключения попадания капельной жидкости на компрессор и детандер, перед ними необходимо установить высокоэффективный малогабаритный сепаратор (проведенный в работе анализ показал, что целесообразно использование нового поколения трубных сепарационных устройств, совместно разработанных ОАО «НОВАТЭК» и ООО «УК РусГазИнжиниринг», Россия).

Расчетное обоснование предложенной технологической схемы выполнено в системах технологического моделирования «ГазКондНефть» и «Гиббс». В расчетах варьировались термобарические параметры входного потока газа, а так же учитывалась воз-

можность функционирования установки в летнее время при высоких температурах воздуха (при температуре газа после ABO не выше +25 "С). Если среднесуточная температура газа после ABO превысит +25 "С (что, по имеющимся многолетним данным метеонаблюдений, для климатических условий Юрхаровского промысла возможно крайне редко и на очень короткое время), то для поддержания необходимой температуры НТС временно можно снизить расход газа либо на этот период запланировать остановку промысла (для ежегодной ревизии и внутреннего осмотра оборудования).

В работе приведено сравнение капитальных и эксплуатационных затрат по выше-рассмотренным технологиям и предложенному технологически оптимальному варианту технологии НТС с ТДА и показаны его преимущества.

В третьей главе проанализированы общие методологические аспекты производства метанола в условиях газового промысла и разработан наиболее приемлемый экономически и технологически вариант.

Известен ряд способов превращения метана в метанол. В главе исследованы пути промысловой адаптации следующих методов получения метанола на малогабаритных установках неполным окислением метана и через промежуточную стадию получения синтез-газа с последующим каталитическим превращением в метанол. Отмечено, что для обеспечения рентабельности таких установок требуется:

- максимально упростить процессы с технологической точки зрения;

- эффективно утилизировать тепловые потоки;

максимальным образом совместить технологические процессы производства метанола и на УКПГ, тем самым существенно сократить капитальные затраты.

Прямое окисление метана. Промысловый вариант технологии производства метанола неполным окислением метана разработан для условий газовых и газоконден-сатных месторождений в комплексе с установкой осушки газа или с установкой низкотемпературной сепарации газа. Технология включает в себя следующие основные стадии: последовательную подачу в реакционную зону нагретого углеводородного газа и сжатого воздуха; газофазное окисление углеводородного газа в реакторе при постоянной температуре 450 °С и давлении 8,0 МПа; охлаждение реакционной смеси в реакторе; окончательное охлаждение реакционной смеси перед сепарацией, в процессе которой охлажденную реакционную смесь разделяют на отходящие газы и жидкие продук-

ты; ректификацию полученных в процессе сепарации жидких продуктов с выделением метанола и отвод отходящего газа.

Данный способ получения метанола позволяет в условиях газовых и газокон-денсатных месторождений получить метанол в одну ступень с высокой степенью конверсии метана. Также преимущество данного способа состоит в том, что отходящие газы возвращаются обратно в технологический процесс установки комплексной подготовки, не нарушая при этом режим ее работы и качество товарного газа, т. к. производительность установки получения метанола много меньше производительности комплексной подготовки газа. Основной недостаток данного метода получения метанола состоит з том, что при синтезе получается не только метанол, но и ряд других продуктов окисления метана.

Комбинированный способ парогазового риформинга и окисления метана с последующим синтезом метанола. С целью снижения выхода побочных продуктов в процессе получения метанола была разработана технологическая схема с использованием комбинированного способа парогазового риформинга и окисления метана с последующим синтезом метанола.

Предложенные способы получения метанола в промысловых условиях имеют определенные недостатки (наличие коррозионио-активных побочных продуктов, малая степень конверсии, использование кислорода и др.). В связи с этим в принципиальном отношении проработана технология получения метанола через стадию синтез-газа применительно к условиям газовых месторождений Крайнего Севера. При этом синтез-газ наиболее рационально получать методом паровой конверсии, что позволяет исключить подачу кислорода (отказ от использования кислорода значительно повышает безопасность технологического процесса). Эта технология принята в качестве основной при разработке промысловых вариантов малотоннажного производства метанола.

Далее представлены разработанные автором основные технические решения по малотоннажной установке производства метанола применительно к Юрхаровскому ГКМ. При этом были поставлены и решены вопросы интеграции установки производства метанола в объекты УКПГ. Разработанная технологическая схема малогабаритной установки приведена на рисунке 2.

1 - реактор риформинга, 2 - реактор синтеза; 3 - ректификационная колонна; 4,5,6,7,8 - теплообменники БТА, 9,10,11,12,13 - кожухотрубчатые теплообменники; 14,15 - аппараты воздушного охлаждения; 16 - котел-утилизатор; 17 - барабан-сепаратор; 18,19,20 - сепараторы; 21,22,23 - технологические емкости; 24 - компрессор; 25,26,27 - насосы; 28 - дымосос; 29 -блок подготовки воды; 30 - деаэратор Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема установки производства метанола

на Юрхаровском ГКМ Исходным сырьем для производства метанола является природный газ. В основе технологии получения метанола лежат следующие процессы:

- паровая каталитическая конверсия парогазовой смеси под давлением 2,2 МПа при температуре 850 °С в присутствии никелевого катализатора;

- рекуперация теплоты конвертированного газа с выработкой пара для технологических нужд производства;

- охлаждение и осушка конвертированного газа;

- компримирование конвертированного газа на первой ступени сжатия до 4,55 МПа, циркуляционного газа после смешения со свежим на второй ступени сжатия до 5,0 МПа;

- синтез метанола на низкотемпературном медьсодержащем катализаторе СНМ-1 под давлением 5,0 МПа при температуре 220-280 °С;

- ректификация метанола-сырца для получения конечного продукта - метанола, концентрации 93 % масс.

Паровая конверсия природного газа осуществляется в печи риформинга (трубчатой печи). Соотношение пар: газ поддерживается 3:1 (обоснование соотношения 3:1 дано в следующей главе). Объемная скорость процесса конверсии составляет 800 ■*• 1000 ч "'. Для обеспечения долговечности труб, а также повышения эффективности процесса риформинга, на установке использован никелевый катализатор НИАП-03-01 (оптимальной геометрической формы и улучшенной структуры порового пространства, что позволяет снизить энергозатраты, увеличить срок службы катализатора и труб, а также, при необходимости, увеличить производительность трубчатой печи).

Для обеспечения производства умягченной водой требуемого качества, а также снабжения установки водой питьевого качества предусмотрен комплекс очистки речной воды. Комплекс очистки воды включает в себя: блоки осветлительных фильтров, установки ультрафильтрации, обратного осмоса и финишной ионообменной очистки, а также установку ультрафильтрационной стерилизации для обеззараживания питьевой воды. Данная система водоподготовки характеризуется компактностью, малым потреблением химических реагентов и высокой степенью автоматизации.

Конвертированный газ с давлением 1,88 МПа и температурой 35 °С поступает на всас компрессорного агрегата. Сжатие газа на первой ступени предусматривается до 4,55 МПа. Охлаждение газа в межступенчатых охладителях осуществляется промежуточным теплоносителем - тосолом от замкнутого циркуляционного контура. С нагнетания первой ступени сжатия конвертированный газ после смещения с циркуляционным поступает на вторую ступень, где газовая смесь сжимается с давления 4,55 до 5,0 МПа и далее подается в отделение синтеза.

Процесс получения метанола проводится в реакторе синтеза метанола. Для достижения более полной степени превращения метанола предусматривается циркуляция синтез-газа с постоянной выдачей из цикла продувочных газов для поддержания заданного уровня «инертов». Реактор синтеза метанола представляет собой колонну, на полках которой расположен катализатор.

Регулирование температуры в зоне катализа реактора синтеза осуществляется автоматически подачей холодного синтез-газа по байпасным линиям. Поток холодного газа отбирается с нагнетания компрессорного агрегата. Процесс регулирования темпер'а-

туры в зоне катализа очень важен, т.к. определяет срок службы катализатора. Для выбранного низкотемпературного медь-цинк-алюминиевого катализатора нового поколения СНМ-1 (Северо-донецкий низкотемпературный, метанольный) температура в реакторе синтеза должна быть в диапазоне от 200 до 280 °С. Минимальная температура, при которой начинает с заметной скоростью протекать реакция синтеза метанола на катализаторе СНМ-1, равна 200 °С. По мере потери активности катализатора эта температура повышается до 230-240 °С. Выбор данного катализатора обусловлен в первую очередь тем, что давление необходимое для реакции синтеза в данном случае составляет всего 5,0 МПа. Для сравнения, рабочее давление при использовании цинк-хромового катализатора составляет 25,0 - 40,0 МПа. Снижение давления позволяет повысить безопасность процесса и одновременно значительно снизить капитальные затраты на оборудование (в т.ч. компрессорное).

Процесс производства метанола проходит с выделением большого количества теплоты, которое должно отводиться с целью поддержания оптимальной температуры в процессах синтеза метанола и компримирования конвертированного газа. Это необходимо для достижения оптимальных конверсии сырья, выходов целевых продуктов и производительности систем, а также обеспечения безопасных условий проведения процесса. Кроме того, эндотермический процесс конверсии парогазовой смеси протекает при высокой температуре, а последующее разделение реакционных продуктов в сепараторах протекает при более низких температурах. В этом случае реакционную смесь необходимо охлаждать. Таким образом, необходима технологическая проработка схем утилизации и рекуперации тепловых потоков.

В работе предложена схема утилизации тепловых потоков, представленная на рисунке 3. Теплота дымовых газов, образующихся при сжигании топлива, используется в теплообменниках блока тегшоиспользующей аппаратуры конвективной зоны печи рифор-минга.

Далее проанализированы особенности предложенного варианта интеграции установки производства метанола (УПМ) с технологическими объектами УКПГ. На рисунке 4 представлен методический поход к разработке «интегрированной технологии».

537°С 420°С 400° С 222°С 220°С

222° С 104° С 105°с

Рисунок 3 - Схема утилизации энергии тепловых потоков установки производства метанола

УПМ УКПГ

Рисунок 4 - Схема интеграции объектов УПМ с технологическими объектами УКПГ Четвертая глава посвящена изложению методов и результатов исследования влияния технологических параметров процессов, протекающих в аппаратах установки получения метанола, на эффективность ее работы. Рассмотрены следующие вопросы:

- методика проведения экспериментальных исследований и их приборное обеспечение (рисунок 5);

- исследование технологических параметров на эффективность работы установки (соотношение исходных реагентов парогазового риформинга, влияние температур процессов).

При выборе оптимального технологического режима установки было необходимо не только найти наиболее эффективные режимы работы каждого аппарата, но и установить взаимосвязи между отдельными аппаратами и блоками аппаратов. Подобная оптимизация связана с определенными трудностями, причиной которых является высокая размерность исходной задачи. Поэтому общая задача была разбита на два этапа: вначале оптимизировалась работа отдельных аппаратов, а затем осуществлялась оптимизация технологического режима всей установки в целом.

Теплообменники- утилизаторы тепла дымовых газов

1 - расходомер пара; 2- расходомер природного газа (поступающего в подогреватель);

3 - температура (конвертируемого газа на выходе из печи риформинга);

4 - газоанализатор (на содержание СО, СО;, Н2, СН4 в конвертированном газе);

5 - массовый расходомер метанола (целевого продукта)

Рисунок 5 - Схема расположения приборов, показания которых использовались при оптимизации технологического режима установки производства метанола

В результате проведенных исследований получены практически важные результаты по влиянию технологических параметров на эффективность работы установки производства метанола.

Соотношение исходных реагентов парогазового риформинга. С целью изучения влияния на состав конвертированного газа на выходе из печи риформинга и на выход

18

метанола выполнен ряд экспериментов с различными соотношениями «водяной пар : метан» в исходной парогазовой смеси. Наибольший практический интерес представляло определение оптимального соотношения водяного пара и метана в исходной парогазовой смеси с точки зрения выхода товарного метанола из колонны ректификации (при его концентрации 93 % масс.). На рисунке 6 приведены результаты исследования зависимости выхода товарного метанола от соотношения водяного пара и метана в исходной парогазовой смеси, поступающей в печь риформинга. Оптимальным найдено соотношение «водяной пар: газ» в исходной парогазовой смеси 3,0 : 1. В этом случае при незначительном коксообразовании на поверхности катализатора обеспечивается практически максимальный выход товарного метанола.

2,6:1 2,6:1 3,0:1 3,2:1 3,4:1 3,6:1 Соотношение водяной пар : метан в исходной парогазовой смеси

Рисунок 6 - Зависимость выхода товарного метанола от соотношения водяного пара и метана в исходной парогазовой смеси, поступающей в печь риформинга

Влияние температуры на процессы риформинга парогазовой смеси и синтеза метанола. Оптимальная температура процессов, используемых на установке производства метанола, зависит от природы и концентрации исходных реагентов (природного газа и водяного пара), степени превращения их в продукты реакции, давления в реакторе и степени активности катализатора. Заметное течение реакции риформинга на никелевом катализаторе НИАП-03-01 начинается при 780 "С. Максимальная температура, при которой протекает деструкция катализатора, составляет 1200 °С. Широкий диапазон разрешенных температур для катализатора конверсии позволил произвести ряд экспери-

ментов для определения оптимальной рабочей температуры процесса конверсии парогазовой смеси и выяснить влияние температуры на выход продуктов данной реакции.

На рисунках 7 и 8 представлены зависимости состава конвертированного газа и выхода метанола от температуры процесса риформинга. Как видно на рисунке 8 выход метанола растет с увеличением температуры процесса риформинга. Это связано с увеличением в составе конвертированного газа, поступающего в реактор синтеза метанола, диоксида и оксида углерода, являющихся сырьем по отношению к процессу синтеза метанола. Ограничивающим фактором в данном случае является процесс коксообразова-ния в реакторе риформинга, скорость которого возрастает с повышением температуры риформинга и температуры реакционных труб печи риформинга. Оптимальной в данном случае является температура процесса риформинга, составляющая 795 - 800 °С.

50 40 30 20 10 0

|

*--- Вода Монооксид углерода Диоксид углерода Азот -*- Водород -»- Метан

780

785

790

795

800

805

Температура конвертированного газа на выходе из печи риформинга

Рисунок 7 - Зависимость состава конвертированного газа от температуры риформинга

Что касается влияния температуры на синтез метанола, то из-за высокой чувствительности катализатора к температурному режиму специальные исследования не проводились и температура в реакторе принималась в соответствии с рекомендациями разработчиков катализатора (220 - 240 °С). Эффективность работы колонны синтеза метанола на этом температурном режиме подтверждена в ходе эксплуатации установки.

Таким образом, в результате проведенных систематических экспериментальных исследований найден оптимальный режим работы метанолыюй установки (рекомендуемые режимные параметры ее работы представлены в диссертации).

1650

16С0

1550

Р

V

г

| 1500

1450

1400

1350

775

810

Температура процесса риформинга, С

Рисунок 8 - Зависимость выхода товарного метанола от температуры риформинга

Пятая глава посвящена обоснованию экологической безопасности эксплуатации малотоннажных установок производства метанола в районах Крайнего Севера.

Была поставлена и решена задача минимизации негативного воздействия на окружающую природную среду технологии малотоннажного производства метанола в промысловых условиях, в том числе по выбросам газов в атмосферу, сточным водам в водоем и твердым отходам. При этом сбросы и выбросы минимизировались и утилизировались в целом по УКПГ (т.е. суммарно по установкам подготовки газа и производства метанола). В итоге полученные удельные показатели потребления основных природных ресурсов, электроэнергии, а также удельного водопотребления, водоотведения и выбросов загрязняющих веществ в атмосферу оказались ниже, чем на крупных производствах метанола (в работе дано сравнение много- и малотоннажных установок по соответствующим показателям). Разработанные технические решения обеспечили экологическую безопасность производства метанола на Юрхаровсксм ГКМ и позволили отказаться от транспортировки метанола на месторождение наземным и водным транспортом (что исключило экологические риски в случаях аварийных ситуаций при доставке метанола).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЕ

1 Проведен анализ работы систем подготовки газа и конденсата многопластовых залежей Юрхаровского ГКМ, и выявлены недостатки проектных решений. Исследованы

вопросы сокращения технологических потерь ингибитора гидратообразования - метанола на установках комплексной подготовки газа (на примере Юрхаровского месторождения), и обоснована целесообразность разработки технологий производства метанола в промысловых условиях.

2 Разработаны новые энерго- и ресурсосберегающие технологические схемы промысловой подготовки скважинной продукции многопластовых месторождений Крайнего Севера, в которых используется изоэнтропийное расширение газового потока и обеспечиваются рациональные параметры технологического процесса (температурный уровень минус 30 "С, температуры выходных потоков газа и конденсата 0....минус 2 °С). Показано, что при добыче сеноманского газа до 10- 15 % от объемов добычи валан-чкинских газов целесообразно проводить их совместную промысловую подготовку с использованием в качестве холодопроизводящего процесса расширение потока валанжин-ского газа.

3 Проанализированы возможные направления адаптации к промысловым условиям методов получения метанола с использованием в качестве сырья природного газа (метана). Из альтернативных технологий (неполное окисление природного газа и получение метанола через промежуточную стадию конвертированного газа) по технико-экономическим и экологическим соображениям обоснованы преимущества второй технологии.

4 Разработана и обоснована комплексная технологическая схема совместной подготовки скважинной продукции многопластовых месторождений с вариантами технологии производства метанола из природного газа. Технология включает промысловую подготовку газа и конденсата на температурном уровне минус 30 "С, обеспечивает требуемые температурные параметры выходных потоков газа и конденсата 0... минус 2 "С, позволяет отодвинуть сроки ввода ДКС, а также сократить затраты на предупреждение гидратообразования за счет интеграции установки получения метанола в состав УКПГ.

5 Разработаны технологический процесс и аппаратное оформление установки малотоннажного производства метанола. При этом благодаря высокой степени интеграции в УКПГ и эффективной схеме утилизации энергии тепловых потоков капитальные затраты на сооружение установки снижены более чем в два раза.

6 Впервые на базе газового промысла, расположенного в районе Крайнего Севера, создана совмещенная с УКПГ опытно-промышленная установка производства метанола

производительностью 12,5 тыс. тонн в год. На этой установке проведены экспериментальные исследования и установлены рациональные технологические параметры получения метанола из природного газа - термодинамические режимы конверсии парогазовой смеси и реактора синтеза, а также соотношение расходов водяного пара и метана (3 : 1).

7 Обоснована экологическая безопасность разработанных интегрированных технологий производства метанола для экосистем районов Крайнего Севера.

8 Выполнены расчеты экономической эффективности малотоннажного производства метанола на Юрхаровском ГКМ: внутренняя норма рентабельности составила 28,11 %, окупаемость проекта простая - 2,5 года, дисконтированная - 3,25 года.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1 Юнусов P.P. Новый метод получения метанола в промысловых условиях /Р.Р.Юнусов // Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ Газпрома, 2004.-№1.-С.25-34.

2 Юнусов P.P. Усовершенствованная технология получения метанола из природного газа в промысловых условиях / Р.Р.Юнусов // Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ Газпрома, 2004.-№2.-С.З-10.

3 Юнусов P.P. Новая технология получения метанола из природного газа через синтез газ в промысловых условиях / Р.Р.Юнусов // Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. -М.: ИРЦ Газпрома, 2004.-№4.-С.22-31.

4 Истомин В.А. Производство, регенерация и утилизация метанола в промысловых условиях / В.А.Истомин, В.Г.Квон, Р.Р.Юнусов, Д.Н.Грицишин // Обзор, информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005,- 72 с.

5 Юнусов P.P. Особенности строительства малотоннажных производств метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера / Р.Р.Юнусов // Химическая техника. - 2006.-№8.-С.21-22.

6 Юнусов P.P. Экологические аспекты малотоннажного производства метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера / Р.Р.Юнусов, А.А.Кудрин, С.Н.Шевкунов,

С.А.Дедове, С.Н.Ушаков, К.Г.Лятс, А.П.Самойлов И Газовая промышленность. - 2007.-№12.- С. 52-54.

7 Лятс К.Г. Интегрированные технологии производства метанола в промысловых условиях / К.Г. Лятс, Р.Р.Юнусов, А.А.Кудрин // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности (Теоретические и прикладные аспекты).-М.: ГЕОС, 2007,- С. 152.

8 Юнусов P.P. Метанол на Крайнем Севере / Р.Р.Юнусов, С.Н. Шевкунов // Материалы 3-й Международной конференции «МЕТАНОЛ 2007», Москва, 16 апреля 2007 года (опубликовано на сайте www.methanolru").

9 Юнусов P.P. Опыт создания малотоннажной установки метанола в условиях Крайнего Севера / Р.Р.Юнусов // Oil&Gas Journal (Russian issue). - 2007,- №10,- P. 75-77.

10 Пат. № 2233831 Российская Федерация. Способ получения метанола и установка для его осуществления / P.P. Юнусов, В.И. Веденеев. - № 2002117251/04; заявл. 28.06.2002; опубл. 10.08.2004, Бюл. № 7.

11 Пат. № 2203261 Российская Федерация. Способ получения метанола и установка для его осуществления / Веденеев В.И. Юнусов P.P. Атнагулов P.P., Тэц А.Л., Вертелецкий П.В. - № 2002106719/04; заявл. 15.03.2002; опубл. 27.04.2003; Бюл. № 7.

12 Пат. № 2254322 Российская Федерация. Способ получения метанола из газа газовых и газоконденсатных месторождений / Юнусов P.P. - № 2004103272/04; заявл. 05.02.2004; опубл. 20.06.2005; Бюл. № 17.

13 Юнусов P.P. Совершенствование технологии промысловой подготовки газа на Юрхаровском ГКМ / Р.Р.Юнусов, А.А.Кудрин, Д.Н.Грицишин, С.Н.Шевкунов,

B.А.Истомин // Газовая промышленность. - 2008.-№ З.-С. 29-33.

14 Юнусов P.P. Малотоннажные установки по производству метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера / Р.Р.Юнусов, А.А.Кудрин, С.Н.Шевкунов,

C.А.Дедовец, С.Н.Ушаков, К.Г.Лятс, А.П.Самойлов // Газохимия. - 2008.-№1,- С. 58-61.

15 Yunusov R.R. New Aspect of Hydrate Control at Northern Gas and Gas Condensate Field of Novatek JSC / R.R.Yunusov, V.A.Istomin, D.N.Gritsishin, A.N.Shevkunov // 6th International Conference on Gas Hydrates, Vancouver, Canada, July 2008.- P. 149.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Юнусов, Рауф Раисович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

НА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА (НА ПРИМЕРЕ ЮРХАРОВСКОГО ГКМ).

1.1 Общая характеристика Юрхаровского месторождения.

1.2 Технология промысловой подготовки газа Юрхаровского ГКМ.

1.3 Оптимизация удельного расхода метанола на технологические процессы промысловой подготовки газа.

1.4 Экологические аспекты завоза метанола.

1.5 Анализ технологий получения метанола из природного газа.

2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛОВ.

2.1 Технологические схемы совместной подготовки сеноманского и валанжинского газов.

2.2 Применение турбодетандерных агрегатов в технологии подготовки газов газоконденсатных залежей.

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПРОИЗВОДСТВА МЕТАНОЛА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ.

3.1 Пути адаптации технологий производства метанола УК условиям газового промысла.

3.2 Краткая характеристика и обоснование решений по технологии производства метанола на Юрхаровском промысле.

3.3 Разработка комплексной технологической схемы подготовки газа с установкой производства метанола.

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ УСТАНОВКИ ПОЛУЧЕНИЯ МЕТАНОЛА.

4.1 Методика проведения исследований.

4.2 Исследование влияния технологических параметров на эффективность работы установки производства метанола.

5 ОБОСНОВАНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОТОННАЖНЫХ УСТАНОВОК ПРОИЗВОДСТВА МЕТАНОЛА В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА.

5.1 Газовые выбросы.

5.2 Сточные воды.

5.3 Твердые отходы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологического процесса подготовки газа и конденсата"

Топливно-энергетическая отрасль является ключевой как для всего мирового хозяйства, так и для каждой национальной экономики в отдельности. Для России ТЭК играет еще более значимую роль, чем для других стран мира, особенно на современном этапе развития. Принимая во внимание разнообразие направлений ТЭК, следует выделить его важнейшую газовую составляющую. На долю России приходится более 30 % мировых запасов газа. Газодобывающая отрасль в России характеризуется высокими темпами развития. По прогнозам к 2025 г. произойдет удвоение объемов добычи газа, при этом более 60 % добычи газа будет сосредоточено в районах Крайнего Севера.

Перспективы развития газовой промышленности связаны с освоением нижних глубокозалегающих горизонтов - газоконденсатных залежей валанжинских, ачимовских и др. отложений. Освоение таких залежей требует больших организационных и научно-технических усилий. Разработчикам месторождений необходимо решить комплекс технологических, экологических и социальных проблем, связанных с отсутствием развитой инфраструктуры, сложными горногеологическими и геокриологическими условиями, высокой чувствительностью окружающей среды к техногенным воздействиям и др. Решение этих проблем будет сопровождаться разработкой и внедрением новых технологий и технических средств, направленных на снижение себестоимости добычи газа и обеспечение жестких экологических требований. Прежде всего имеются в виду новые технологии проводки скважин повышенной производительности и технологии управления процессом разработки месторождений. Транспортировка газа из этих месторождений осуществляется по магистральным газопроводам, расположенным в зоне распространения многолетнемерзлых пород. На температурный режим работы газопроводов налагаются жесткие требования с целью обеспечения их эксплуатационной надежности и сохранности вечной мерзлоты. Важнейшей составляющей в этом комплексе является оптимизация технических решений промысловой подготовки газа с целью снижения капитальных и эксплуатационных затрат при освоении месторождений.

Наиболее актуальны рассматриваемые проблемы для Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в Тазовском районе Ямало-Ненецкого района Тюменской области непосредственно на берегу Тазовской губы. На начало освоения месторождения здесь полностью отсутствовала какая-либо инфраструктура. Важный аспект его освоения связан с природоохранной зоной Тазовской губы. Выделен ряд эксплуатационных объектов с сильно различающимися газоконденсатными характеристиками, что усложняет технологию подготовки газа. Для предотвращения негативных явлений, связанных с протаиванием многолетнемерзлых пород вокруг газопровода, его необходимо прокладывать на термостатических свайных основаниях с теплоизоляцией по всей длине, что приводит к увеличению капитальных затрат и снижению рентабельности добычи газа.

Крайнюю остроту здесь принимают вопросы предупреждения гидратообразования при использовании в качестве ингибитора метанола. Следует особо подчеркнуть, что с развитием масштабов добычи газа в районах Крайнего Севера потребление метанола будет возрастать. На текущий момент потребность в метаноле только в ОАО «Газпром» достигает 400 тыс. т/год. Рост потребления метанола сопровождается увеличением его стоимости. В настоящее время метанол на российском рынке предлагается по цене более 13 ООО руб. за тонну. Доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость, Поэтому исследования, направленные на сокращение эксплуатационных затрат по предупреждению гидратообразования, в том числе и разработка вариантов технологии производства метанола непосредственно на промысле, являются актуальными.

Перспективы развития газовой промышленности в России в первую очередь связаны с освоением газовых и газоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера. Транспортировка газа из этих месторождений осуществляется по магистральным газопроводам, расположенным в зоне распространения многолетнемерзлых пород. На температурный режим работы газопроводов налагаются жесткие требования с целью обеспечения их эксплуатационной надежности и сохранности вечной мерзлоты. При падении пластового давления в процессе разработки месторождения и подключения ДКС в технологическую схему УКПГ, температура газа на входе в УКПГ повышается, что приводит к положительным по Цельсию температурам товарного газа. Для предотвращения негативных явлений, связанных с протаиванием многолетнемерзлых пород вокруг газопровода, его необходимо прокладывать на термостатических свайных основаниях с теплоизоляцией по всей длине, что приводит к увеличению капитальных затрат и снижению рентабельности добычи газа. Более эффективным направлением, позволяющим снижать температуру товарного газа на выходе из УКПГ, является совершенствование технологий подготовки газа с применением детандер-компрессорных агрегатов.

Другой важной проблемой газодобычи в условиях Крайнего Севера является предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа, что осуществляется с использованием ингибитора гидратообразования -метанола. Следует подчеркнуть, что увеличение масштабов добычи газа приводит к пропорциональному увеличению потребления метанола. В тоже время доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость. Поэтому исследования, направленные на сокращение эксплуатационных затрат по предупреждению гидратообразования, в том числе и разработка вариантов технологии производства метанола непосредственно на промысле, являются актуальными.

Цель работы — разработка комплексных технологических схем подготовки скважинной продукции к дальнему транспорту в районах Крайнего Севера, включая технологию получения метанола из природного газа в промысловых условиях на установках комплексной подготовки природного газа (УКПГ). Основные задачи исследования:

1. Анализ эффективности промысловой подготовки газа эксплуатируемых УКПГ северных месторождений (на примере Юрхаровского промысла). Определение основных направлений решения технологических проблем.

2. Разработка модификаций технологических схем промысловой подготовки природных газов многопластовых месторождений Севера Западной Сибири с учетом технических требований по показателям качества товарного газа и его температуре.

3. Анализ технологических потерь метанола - ингибитора гидратообразования на установках комплексной подготовки газа (УКПГ).

4. Поиск путей адаптации к промысловым условиям традиционных методов получения метанола с использованием в качестве сырья природного газа (метана).

5. Разработка новых технологических схем производства метанола в промысловых условиях. Проектирование малотоннажной опытно-промышленной установки, интегрированной в технологический процесс подготовки газа на УКПГ-1 Юрхаровского месторождения.

6. Экспериментальное исследование влияния технологических параметров на показатели работы опытно-промышленной установки производства метанола. Учет экологических аспектов влияния производства метанола на чувствительные экосистемы Крайнего Севера.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских и опытно-промышленных работ с применением современных физических и физико-химических методов исследований. Использованы методы прикладной термодинамики для расчета фазовых равновесий газоконденсатных смесей и моделирование технологических процессов с привлечением современных лицензионных программных продуктов (моделирующих технологических комплексов «ГазКондНефть» и «Гиббс»). Экспериментальные исследования выполнены на опытно-промышленной установке производства метанола на Юрхаровском месторождении. При выполнении научных исследований и анализе результатов использовались методы математического моделирования и статистической обработки данных.

Основные защищаемые положения.

1. Новые модификации технологических схем промысловой подготовки природных газов различных продуктивных горизонтов применительно к многопластовым газовым и газоконденсатным месторождениям в районах со сложными геокриологическими и горно-геологическими условиями.

2. Методический подход к проектированию рентабельных технологий малотоннажного производства метанола в промысловых условиях, максимально-интегрированных с установками комплексной подготовки газа.

Создание опытно-промышленной малотоннажной установки на Юрхаровском промысле ОАО «НОВАТЭК». Отработка технологии, анализ экспериментальных данных по показателям работы и оптимизация технологического режима установки.

Научная новизна.

1. Впервые разработаны новые технологические схемы подготовки скважинной продукции многопластовых газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, в которых используется изоэнтропийное расширение газового потока и обеспечиваются рациональные параметры технологического процесса (температурный уровень минус 30 °С, температуры выходных потоков газа и конденсата 0.минус 2 °С).

2. Выявлено, что при добыче сеноманского газа до 10- 15 % от объемов добычи валанжинских газов целесообразно проводить их совместную промысловую подготовку с использованием в качестве холодопроизводящего процесса расширение потока валанжинского газа.

3. Впервые установлены рациональные технологические параметры совмещенной с УКПГ малотоннажной установки получения метанола из природного газа -термодинамические режимы конверсии парогазовой смеси и реактора синтеза, а также соотношение расходов водяного пара и метана (3:1).

Практическая значимость.

1. Технологическая схема промысловой подготовки газа с детандер-компрессорными агрегатами включена в проект обустройства второй очереди Юрхаровского месторождения. Она обеспечивает температуру поступающего в магистральную газотранспортную систему товарного газа на уровне 0 - минус 2 °С, и позволяет отодвинуть ввод ДКС на два года при сохранении степени извлечения углеводородного конденсата.

2. Впервые спроектирована, создана и пущена в опытно-промышленную эксплуатацию на Юрхаровском промысле рентабельная малотоннажная установка производства метанола, интегрированная в технологические объекты УКПГ (производительность установки 12,5 тысяч тонн в год).

3. Предложен и обоснован комплекс технических решений, обеспечивающих экологическую безопасность эксплуатации малотоннажных установок производства метанола в районах Крайнего Севера.

Апробация работы.

Основное содержание работы доложены на пяти научно-технических конференциях: второй международной конференции «Метанол 2007» (Москва март 2007 г.); международной конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», (Москва, И ИНГ РАН, апрель

2007); отраслевой конференции «Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазового комплекса» (Анапа, май 2008), международной конференции по газовым гидратам (Ванкувер, 2008 г.), международной научно-практической конференции "Техника и технологии добычи и подготовки нефти и газа в осложнённых условиях эксплуатации" (Москва, ЦБК «Экспоцентр», июнь

2008).

Результаты работы докладывались на научных семинарах в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (кафедра «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»), на научнотехнических советах ОАО «НОВАТЭК», ОАО Газпром и ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2005 - 2008 гг.).

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 15 печатных работах, в том числе: 1 брошюра, 8 статей, три тезиса доклада на научных конференциях, 3 патента РФ. Две публикации помещены в изданиях, включенных в перечень ВАК.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Юнусов, Рауф Раисович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам выполненной работы могут быть сделаны следующие основные выводы.

1. Проведен анализ работы систем подготовки газа и конденсата многопластовых залежей Юрхаровского ГКМ и выявлены недостатки проектных решений. Исследованы вопросы сокращения технологических потерь ингибитора гидратообразования - метанола на установках комплексной подготовки газа (на примере Юрхаровского месторождения) и обоснована целесообразность разработки технологий производства метанола в промысловых условиях.

2. Разработаны новые энерго- и ресурсосберегающие технологические схемы промысловой подготовки скважинной продукции многопластовых месторождений Крайнего Севера, в которых используется изоэнтропийное расширение газового потока и обеспечиваются рациональные параметры технологического процесса (температурный уровень минус 30 °С, температуры выходных потоков газа и конденсата 0.минус 2 °С). Показано, что при добыче сеноманского газа до 10 —

15 % от объемов добычи валанжинских газов целесообразно проводить их совместную промысловую подготовку с использованием в качестве холодопроизводящего процесса расширение потока валанжинского газа.

3. Проанализированы возможные направления адаптации к промысловым условиям методов получения метанола с использованием в качестве сырья природного газа (метана). Из альтернативных технологий (неполное окисление природного газа и получение метанола через промежуточную стадию конвертированного газа) по технико-экономическим и экологическим соображениям обоснованы преимущества второй технологии.

4. Разработана и обоснована комплексная технологическая схема совместной подготовки скважинной продукции многопластовых месторождений с вариантами технологии производства метанола из природного газа. Технология включает промысловую подготовку газа и конденсата на температурном уровне минус 30 °С, обеспечивает требуемые температурные параметры выходных потоков газа и конденсата 0. минус 2°С, позволяет отодвинуть сроки ввода ДКС, а также сократить затраты на предупреждение гидратообразования за счет интеграции установки получения метанола в состав УКПГ.

4. Разработан технологический процесс и аппаратное оформление установки малотоннажного производства метанола. При этом благодаря высокой степени интеграции в УКПГ и эффективной схеме утилизации энергии тепловых потоков, капитальные затраты на сооружение установки снижены более чем в два раза.

5. Впервые на базе газового промысла, расположенного в районе Крайнего Севера, создана совмещенная с УКПГ опытно-промышленная установка производства метанола производительностью 12,5 тыс. тонн в год. На этой установке проведены экспериментальные исследования и установлены рациональные технологические параметры получения метанола из природного газа — термодинамические режимы конверсии парогазовой смеси и реактора синтеза, а также соотношение расходов водяного пара и метана (3 : 1).

7. Обоснована экологическая безопасность разработанных интегрированных технологий производства метанола для экосистем районов Крайнего Севера.

8. Выполнены расчеты экономической эффективности малотоннажного производства метанола на Юрхаровском ГКМ: ВНР составила 28,11%, окупаемость проекта простая - 2,5 года, дисконтированная — 3,25 года.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Юнусов, Рауф Раисович, Уфа

1. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий.- М.: Наука, 1976. — 279 с.

2. Анализ работы основного технологического оборудования Уренгойского ГКМ /Г.А. Ланчаков, А.Н. Дудов, В.А. Ставицкий и др. М.:, ИРЦГазпром, 2001, -28с.

3. Арис Р. Анализ процессов в химических реакторах: Пер. с англ./Под ред. И. И. Иоффе. -Л.: Химия., 1967. 328 с.

4. Арутюнов B.C., Крылов О.В. Окислительные превращения метана. М.: Наука, 1998, 350 с.

5. Астарита Дж. Массопередача с химической реакцией: Пер. с англ./Под. ред. Л. А. Серафимова.-Л.: Химия, 1971. — 223 с.

6. Бекиров Т.М. Опыт эксплуатации установок промысловой обработки газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1977. - 49 с.

7. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1987.-265 с.

8. Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту: Пат. РФ 2092690 / Т.М. Бекиров, ГА. Ланчаков, В .Я. Коломийцев. БИ. - 1997. -№ 23.

9. Бекиров Т.М., Сулейманов В.А., Шемраев Г.А. Выбор технологии подготовки газа к транспорту месторождений полуострова Ямал // Подготовка, переработка и использование газа. 1988. - № 6. - С. 6-9.

10. Бекиров Т.М:, Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. -М.: Недра, 1986.- 198с.

11. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В., Черников Е.И. Применение метанола дляборьбы с гидратами при водопроявлении скважин // Особенности разработки и эксплуатации газовых месторождений Прикаспийской впадины. -М.: ВНИИгаз, 1982. С. 75-79.

12. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В., Степанова Г.С. Причины высоких концентраций метанола в низкотемпературных сепараторах УКПГ // Газовая промышленность. 1986. - № 4. - С. 21-22.

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

14. Великовский A.C., Степанова Г.С, Худяков О.Ф. Об условиях попадания конденсата в магистральные газопроводы // Изучение газоконденсатных месторождений / Тр. ВНИИгаза. М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 154-162.

15. Великовский А.С, Саввина Я. Д. Применение низкотемпературной сепарации при содержании в конденсате парафина // Газовая промышленность, 1961. № 2. - С. 5-7.

16. Взаимная растворимость конденсата и метанола в присутствий влаги И.А. Золотарев, И.И. Зыбинов, Ю.И. Романков и др. // Газовая промышленность, 1980. № 6. - С. 39.

17. Ганкин В.Ю„ Гуревич Г. С. Технология оксосинтеза.—Л.: Химия, 1981.269с.

18. Кроль Б.К.Х., Делижюр П., Миродатос К. Кинетика и катализ, 1996.-Т. 37.-№ 5 С. 749-757.

19. Ентус Н.Р. Трубчатые печи. М.: Химия, 1977. - 222 с.

20. Ерих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и га за. Л.: Химия, 1972. - 464 с.

21. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. Растворимость метанола в газовой фазе в системе природный газ- метанол-вода // Особенности освоения месторождений Прикаспийской впадины. М.: ВНИИгаз, 1986. - С 118-122.

22. Истомин В.А., Квон В.Г., Якушев B.C. Инструкция по инженерным методам расчета условий гидратообразования. М.: ВНИИгаз, 1989. - 85 с.

23. Караваев М.М., Мастеров А.Н. Производства метанола. М.: Химия, 1973.

24. Лебедев К.Н. Химия и технология основного органического синтеза. -М.: Химия, 1988. 582 с.

25. Левеншпиль О. Инженерное оформление химических процессов: Пер. с англ./Под ред. М.Г. Слинько.-М.: Химия, 1969. 621 с.

26. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1970. 319 с.

27. Мельвин-Хьюаз Э.А. Физическая химия. Т.2 — М.: изд-во иностр. литер., 1962.-210 с.

28. Ноулет У.Т. Сокращение энергозатрат на газоперерабатывающих установках //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1979. - № 1. - С. 112-113.

29. Осушка газа на АГНКС / E.H. Туревский, В.И. Попов, A.JI. Халиф и др. // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. 1989. - Mb 4.44 с.

30. Переработка газа и конденсата при высоких давлениях / Ю.В. Сурков, Т.М. Бекиров, А.Л. Халиф и др. М.: ВНИИЭгазпром, 1972. - 47 с.

31. Реагенты для повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений. -М.: "Химеко ГАНГ", 2000. - 31с.

32. Сторонкин А. Я. Термодинамика гетерогенных систем. Ч. 1,2-Л.: Изд. ЛГУ, 1967.-447 с.

33. Сторонкин А. В. Термодинамика гетерогенных систем. Ч. 3.: Изд. ЛГУ, 1969. 185 с.

34. Сулейманов Р.С Ресурсосберегающие технологии добычи, сбора и осушки газа на месторождениях Западной Сибири: Дисс. на соиск. учен.степ. канд. техн. наук. - М.: ВНИИгаз, 1993. — 55 с.

35. Технологическое оборудование и установки добычи, транспортировки, переработки и подземного хранения природного и попутного нефтяного газов, углеводородного конденсата и нефти, ЦКБН. М., 1996. - 187 с.

36. Теория технологических процессов основного органического синтеза. Лебедев КН., Манаков М.К, Швец В. Ф.-М.: Химия, 1975. 477 с.

37. Адельсон СВ., Вишнякова Т.П., Наумкин Я.М. Технология нефтехимического синтеза. Технология основного органического синтеза. Совмещенные процессы. -М.: Химия, 1985. 607 с.

38. Техника и технология добычи нефти и газа/ А.Х. Мирзаджанзаде, И.И. Аметов и др. М.: Недра, 1986. - 382 с.

39. Тимофеев В. С. Системные закономерности в технологии основного органического синтеза-М.: МИТХТ им. М.В. Ломоносова, 1981. 107с.

40. Тимофеев В. С, Львов СВ. Технология основного органического синтеза.-М.: МИТХТ им. М.В. Ломоносова, 1981. 94 с.

41. Фальбе Ю. Синтезы на основе окиси углерода: Пер. с нем./ Под ред. Н. С. Имянитова.-JI.: Химия, 1971. 216 с.

42. Хайлов B.C., Брандт Б.Б. Введение в технологию основного органического синтеза.-Л.: Химия, 1969. 555 с.

43. Эрих В.Н. Химия нефти и газа. Изд. 2-е. - М.: Химия, 1969. - 284 с.

44. Юнусов P.P. Новый метод получения метанола в промысловых условиях, в сб.: ИРЦ Газпрома Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. 2004.- № 1, с. 25-34.

45. Юнусов P.P. Усовершенствованная технология получения метанола из природного газа в промысловых условиях, в сб.: ИРЦ Газпрома Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. 2004.- № 2, с. 3-10.

46. Истомин В.А., Квон В.Г., Юнусов P.P., Грицишин Д.Н. Производство, регенерация и утилизация метанола в промысловых условиях, Обзорная инф.: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 72 с.

47. Юнусов P.P. Особенности строительства малотоннажных производств метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера, Химическая техника. 2006 - № 8, с. 21-22.

48. Юнусов P.P., Лятс К.Г., Самойлов А.П. Газохимия малая, заполярная, конкурентноспособная, Новые технологии. 2006 - с. 68-70.

49. Юнусов P.P., Кудрин A.A., Шевкунов С.Н., Дедовец С.А., Ушаков С.Н., Лятс К.Г., Самойлов А.П. Экологические аспекты малотоннажного производства метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера, -Газовая промышленность. 2007 № 12.(в печати)

50. Юнусов P.P., Шевкунов С.Н. Метанол на Крайнем Севере, доклад на 3-ей международной конференции, «МЕТАНОЛ 2007» Москва, 16 апреля 2007 года (опубликовано на сайте www.methanol.ru).

51. Юнусов Р. Опыт создания малотоннажной установки метанола в условиях Крайнего Севера, Oil&Gas Journal (Russian issue), No. 10, 2007, pp. 75-77.

52. Юнусов P.P., Степанов В.Г., Пашин C.T. и др. Способ получения моторных топлив из газового конденсата, Авторское свидетельство № 1141704.

53. Юнусов P.P. Веденеев В.И. Способ получения метанола и установка для его осуществления, Патент РФ № 2233831.

54. Веденеев В.И. Юнусов P.P. Атнагулов P.P. Тэц А.Л., Вертелецкий П.В. Способ получения метанола и установка для его осуществления, Патент РФ, №2203261.

55. Юнусов P.P. Способ получения метанола из газа газовых и газоконденсатных месторождений, Патент РФ № 2254322.

56. Bekirov Т.М., Murin V.l., Lanchakov G.A. To the Problem of Parafin-Containing Gas Conditioning // Proceedings of the 1998 International Gas Rese arch Conference. San Diego, California, USA. - November, 1998. - Vol. .5.-Pp. 507-512.

57. Dovazo Piego. La Disidratazione del gas naturale. Milano: Agipmineraria, 1965.

58. Bitter J.H., Seshan V, Lercher J.A. J.Catal., 1997.- v. 171, № 1, p. 279 286; 1998.-v. 176, № l,p. 93 - 101.

59. Grosso S., Holl P. //Oil and Gaz J. 1979. - Vol. 77. - N 40.

60. KoezerP.W. //I. Chem. and Data. 1961. - Vol. 6. - N 3. - Pp.33 8-341.

61. Bouard R., Cherifi O., Auroux A. Abstr. IV Europacat. Rimini. Italy. 1999.-P/II/019.

62. Bradford M.C.J., Vannice M.A. Catal. Revs., 1999.- v. 41, № 1, p. 1 42.

63. Bradford M.C.J., Vannice M.A. J. Catal., 1998.- v. 173, № 1, p. 157 171.

64. Bradford M.C.J., Vannice M.A. Ibid., 1999.- v. 183, № 1, p. 69 75.

65. Bradford M.C.J., Vannice M.A. Catal. Today, 1999. v. 50, № 1, p. 87 - 96.

66. Chen Y.-G., Tomishige K, Fujimoto K. Chem. Lett., 1997. p. 999 - 1000.

67. Chen T.-G., Tomishige K, Fujimoto K. Appl. Catal., 1997. v.A161,№l,p. 11 -17.

68. Chen Y.G., Tomishige K, Fujimoto K. Ibid., 1997. v. A163, № 1-2, p. 235 - 248.

69. Chen Y.-G., Tomishige K, Yokoyama. K, Fujimoto K. Ibid., 1997. vA165, №2, p. 335 -347.

70. Dybkjaer J., Hansen J.B. Proc. IV Int. Natural Gas Conversion Symp. Kruger National Park, South Africa, 1995. Amsterdam: Elsevier. 1997. p. 99 - 116.

71. Dovazo Piego. La Disidratazione del gas naturale. Milano: Agipmineraria, 1965.- 185p.

72. Gas Conditioning Fact Book. The Dow Chemical Company. Midiand, Michican, 1962.-394 p.

73. Grosso S., Holl P. // Oil and Gaz J. 1979. - Vol. 77. - N 40.

74. Koezer P.W.//1. Chem. and Data. 1961. - Vol. 6. -N3. - Pp. 338-341.

75. Nielson R.B., Buclin R.W. Why not use methanol for hydrate control // Hydrocanbon Progress. 1983. - Vol. 62. - N 4. - Pp. 71-78.

76. Sayra A.I., Wertman W.I. Effect of water Flooding on Wax Precipitation in Bradford Oil Field // J. Producers Monthly. 1952. - Vol. 16. - N 14. - P.

77. Erdohelyi A., Fodor K, Solymosi F. Proc. IV Int. National Gas Conversion Symp. Kruger National Park, South Africa, 1995. Amsterdam: Elsevier, 1997. p. 525 -530.

78. Gronchi P., Mazzochona C, Centola F. e.a. Abstr. IV Int. Natural Gas Conversion Symp. Kruger National Park, South Africa, 1995. Amsterdam: Elsevier, 1995. REF-9.

79. Halliche H., Bouarab R., Cherifi O., Bettahar M.M. Proc. V Int. Natural Gas Conversion Symp. Giardini-Naxos, Sicily. 1998. Amsterdam: Elsevier. 1998. p.699 704.

80. Hayakawa T, Suzuki S., Nakamura J. e.a. Appl. Catal. 1999. v. A183, №2, p. 273 -285.

81. O'Connor A.M., Ross J.R.H. Abstr. 5-th European Workshop on Methane Activation. Linerik, Ireland, 1997. p. 159.

82. Osaki T. Ibid., 1997, v. 93. № 4, p. 643 647.

83. Osaki T. Horiuchi T, Suzuki K, Mori T. Catal. Lett., 1997.V.44, №1 2, p. 19 - 21.

84. Osaki T, Fukuya H., Horiuchi T. e.a. J. Catal., 1998, v. 180. № l,p. 106 109.

85. Provendier H., Petit C, Estoumes C, Kienemann A. Proc. V Int. Natural Gas Convers Symp. Giarduni-Naxos, Sicily, 1998. Amsterdam: Elsevier, 1998. p. 741 - 746.

86. Rostrup-Nielsen J.R. Stud. Surf. Sci. Catal., 1991. v. 68, p. 85.

87. Stagg S.M., Romeo E., Padro C, Del Rosco R. J. Catal., 1998. v. 178, №1, p. 137- 145.

88. Stagg S.M., Resasko D.E. Proc. V Int. Natural Gas Conversion Symp. Giardini-Naxos, Sicily, 1998. Amsterdam: Elsevier, 1998. p. 813 - 818.

89. Tokunaga O., Ogasawara S. React. Kinetics and Catal. Lett., 1989. v. 12, №1, 69 - 74.

90. Tsipourari V.A., Efstathbu A.M., Verykbs X.E. J. Catal., 1996, v. 164. №1, p. 31 -42.

91. Tsipourari V.A., Verykfos X.E. Abstr. IV Europacat. Rimini, Italy, 1999. 0/01/02. -p. 250.

92. YorkA.P.E., Suhartanto T, Green M.L.H. Proc. V Int. Natural Gas Conversion Symp. Giarduni-Naxos, Sicily, 1998. Amsterdam: Elsevier, 1998. p. 777 - 782.

93. Wang H.-Y, Аи СТ. Catal. Lett., 1996. v. 38, № 1 - 2, p. 77.

94. Wang H.-Y, Аи СТ. Appl. Catal., 1997. v. 155, № 2, p. 239.

95. Проектная документация к опытно-промышленной установке получения метанола интегрированной в состав УКПГ Юрхаровского газоконденсатного месторождения. ЗАО «Метапроцесс».