авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||

Термодинамическое моделирование фазовых равновесий углеводородных систем с водой и газовыми гидратами для повышения эффективности технологий в добыче газа

-- [ Страница 4 ] --

где:

- минимально-необходимый удельный расход (концентрированного «свежего» либо регенерированного) ингибитора, концентрации X, кг/1000 м3;

- удельное количество поступающего с предыдущего технологического участка в точку 1 водной жидкой фазы ингибитора (либо удельное количество подаваемого ингибитора, отработанного на другом технологическом участке), кг/1000 м3;

- удельное количество подаваемого в точку 1 рециркулирующего водного раствора ингибитора, кг/1000 м3;

- количество водной жидкой фазы, поступающей в точку 2, кг/1000 м3;

X1, Х2 - концентрации ингибитора в водной фазе перед точкой 1 и в точке 2 соответственно, % масс.;

X – концентрация (концентрированного) ингибитора, подаваемого в точку 1, % масс.;

– концентрация рециркулирующего («отработанного») ингибитора, подаваемого в точку 1 (при использовании рециркуляционной технологии), % масс.;

W1, W2 - влагосодержание газа в точках 1 и 2 (равновесное с жидкой водной фазой), кг/1000 м3

Q1, Q2 - содержание ингибитора в газовой фазе в точках 1 и 2, кг/1000 м3;

q1, q2 - содержание ингибитора в углеводородном конденсате в точках 1 и 2, кг/1000 м3.

Величины , , X1, Х2, , X предполагаются известными, а величины и рассчитываются. В практике нормирования формулу расчета теоретического расхода ингибитора следует применять несколько раз (т.е. на каждом технологическом участке, где возможно образование гидратов) и затем суммировать полученные расходы подаваемого ингибитора по каждой точке его ввода. При этом не исключается, что в некоторых случаях расчетный расход может получиться отрицательным. Это будет означать, что подавать в точку 1 концентрированный ингибитор в данном случае не требуется.

Вышеприведенные соотношения применимы и в случае ингибирования систем сбора газа при выносе скважинами пластовой воды с низкой минерализацией. Здесь только следует учесть совместное влияние на условия гидратообразования и ингибитора и минерализации. Тогда как для случая выноса скважинами сильноминерализованной воды надо учитывать дополнительное соотношение материального баланса по минеральной компоненте как «нелетучему ингибитору». Соответствующая модификация методики расчета приведена в работе. Также отмечено, что представленные балансные соотношения принципиально применимы для всех типов ингибиторов гидратообразования, включая и новые классы «низкодозируемых» ингибиторов.

Дадим краткое описание методов расчета всех параметров, входящих в формулу расчета расхода ингибиторов гидратообразования.

Термобарические условия гидратообразования. На настоящий момент имеется ряд простых инженерных методик, как для индивидуальных газов, так и для газовых смесей сложного состава (Каца, Пономарева, по относительной плотности газа и др.). Однако как показывает анализ, большинство инженерных методик непригодно из-за высокой погрешности расчета. Из простых графических методов для газов сложного состава, включая кислые компоненты, на настоящий момент приемлемым является только графический метод Бейли-Вишерта. Нами в метод Бейли-Вишерта внесено дополнение для учета в составе природного газа изобутана: следует условно относить его содержание к «пропану» с весовым множителем 1,7 (т.е. задавать для этого метода «эффективное объемное содержание пропана» в природном газе, равное сумме содержаний пропана и изобутана, умноженного на 1,7).

Для более точного расчета условий гидратообразования нами разработана инженерная методика, параметры которой калиброваны по надежным экспериментальным данным. Методика основана на упрощении уравнений термодинамики газогидратной фазы. Подбор параметров в полученных формулах непосредственно по экспериментальным данным позволяет нивелировать погрешности от сделанного упрощения уравнений состояния газовой и газогидратной фазы. Также для расчета условий гидратообразования можно использовать и расчетные методы, развитые в главе 1.

Влияние ингибиторов на условия гидратообразования. Для расчета концентрации ингибитора гидратообразования, необходимой для сдвига температуры на величину – разность между температурой в защищаемой точке и гидратообразования (К) при заданном давлении для газов чисто газовых и газоконденсатных месторождений рекомендуются следующие зависимости:

,

где A – эмпирический параметр, зависящий от давления газа, его состава и структуры образующихся гидратов. Коэффициент A для каждого ингибитора подбирается индивидуально (он зависит от давления и состава газовой фазы).

Для расчета влагосодержание природного газа сложного состава предлагается следующая методика. Влагосодержание природного газа рассчитывается по следующей формуле:

,

где: - коэффициент активности воды в водометанольном растворе; - молярная доля воды в водометанольном растворе; - активность воды в водометанольном растворе; W0 – влагосодержание природного газа при равновесии с чистой водой, кг/1000 м3. Для расчета величины W0 предлагается использование расчетной зависимости, основанной на ее вириальном разложении (с некоторыми модификациями).

Схема расчета содержания паров ингибитора в природном газе носит характер, аналогичный определению влагосодержания газа.

Термодинамические свойства водных растворов ингибиторов гидратообразования. Для расчета влагосодержания и содержания ингибитора в природном газе необходимо оценивать коэффициенты активности водных растворов ингибиторов, которые рекомендуется определять по имеющимся экспериментальным данным параметризацией термодинамических уравнений типа Ван-Лара (для бинарных смесей вода – ингибитор), Вильсона и Ренона (для бинарных и многокомпонентных растворов ингибиторов).

Потери ингибитора с углеводородным конденсатом рекомендуется рассчитывать по методике, разработанной на основе промысловых и экспериментальных данных И.А. Лебенковой и др. (2006).

При анализе практического применения вышерассмотренного методического подхода к нормированию ингибиторов гидратообразования для летучих и нелетучих ингибиторов гидратообразования в диссертационной работе выделен ряд особенностей его применения. Это особенности связаны с нелинейным характером распределения летучего ингибитора гидратообразования - метанола по фазам (водной, газовой, конденсатной) в зависимости от температуры и давления.

Так, в аппаратах, используемых в процессах низкотемпературной подготовки газа, защищаемая от гидратов точка 2, которая, как правило, располагается на выходе из технологического аппарата, не всегда является той точкой, подача метанола в которую обеспечит безгидратный режим работы всего аппарата. Для расчета норм расхода летучего ингибитора гидратообразования (метанола) следует рассчитывать зависимости расхода ингибитора от термобарических условий работы теплообменника и в случае нелинейности функции подбирать расход ингибитора, соответствующий максимуму функции.

Другой особый случай, - ингибирование маломощных газодинамических устройств (дросселей), устанавливаемых на линиях осушенного газа и которые часто используются в схемах распределения газа. Из анализа процессов расширения газа на дроселирующих устройствах, устанавливаемых на потоках осушенного газа на газораспределительных станциях и в технологических системах промысловой и заводской обработки газа, следует, что при соответствии процесса дросселирования изоэнтальпийному процессу в целом имеет место изоэнтропийное расширение газа в частности. При этом снижение температуры носит довольно резкий характер, а линия изменения температуры пересекает линии не только линии трехфазного равновесия «газ-гидрат-вода», но и линии двухфазных равновесий «газ-гидрат». Это означает, что при дросселировании осушенного газа гидраты могут образовываться прямо из газовой фазы и внутри дроссельного устройства. А при дросселировании неосушенного газа вначале будет конденсироваться жидкая фаза, и при дальнейшем снижении температуры - гидратная фаза. Расчет температуры для определения расхода метанола в этих случаях следует вести, исходя из того, что расширение газа внутри дроссельного устройства больше соответствует изоэнтропийному процессу, а не изоэнтальпийному.

В рециркуляционных схемах применения метанола как летучего ингибитора гидратообразования применяются специальные аппараты (десорберы) для испарения (отдувки) метанола в газовую фазу из водо-метанольных растворов. В связи с этим была проанализирована расчетная модель десорбера для отдувки метанола из ВМР, в которой контактная секция представляется как аппарат с n теоретическими ступенями контакта (для реальных аппаратов фактическое значение n2). При этом показано, что для целей нормирования расхода метанола оказывается вполне достаточно использование простейшей модели процесса отдувки, соответствующей одной теоретической ступени контакта (для этого случая представлены соответствующие аналитические соотношения).

В четвертой главе на основе проведенного выше анализа физико-химических особенностей распределения ингибитора гидратообразования – метанола по фазам исследованы основные пути сокращение технологических потерь метанола. Технологические потери метанола в системах промысловой подготовки газа складываются из потерь ингибитора с водной фазой, с нестабильным конденсатом и с осушенным и очищенным природным газом, подготовленным к дальнему транспорту. По промысловым данным нами проведен анализ каждой из указанных статей технологических потерь, в результате, которого предложены новые технологические приемы, позволяющие на практике сократить удельный расход метанола.

Отмечено, что в литературе были рассмотрены основные направления сокращения технологических потерь с водной фазой – регенерация ВМР методом ректификации и отдувочные технологии, ставшие уже типовыми процессами (Э.Б. Бухгалтер, А.Г.Бурмистров, А.И. Гриценко, Г.К Зиберт, В.А. Истомин, В.П.Лакеев, А.Н. Кульков, В.А. Ставицкий, Н.А.Цветков и др.). Однако недостаточно исследованным остался вопрос утилизации ингибитора из водных растворов низких концентраций. Нами расчетным путем исследован вариант утилизации ВМР низких концентраций путем его подачи в «негидратные шлейфы и коллектора» для отдувки в них метанола. Отмечено, что в литературе (в том числе и в наших работах) ранее детально рассмотрена технология подачи в шлейфы водных раствором метанола достаточно высоких концентраций (выше ~55 мас.%), но не с целью отдувки метанола в газовую фазу, а для предупреждения гидратообразования систем сбора газа. На основе расчетного моделирования предложен технологический прием утилизации ВМР из сепараторов первой ступени валанжинских УКПГ посредством закачки его на кусты сеноманских скважин, либо на ЗПА сеноманских УКПГ. Для практически реальных ситуаций следует ожидать эффективности отдувки на уровне ~ 85-90% при концентрации метанола в сбросных водах 2,0 – 4,0 %мас.

Промысловая подготовка природных газов газоконденсатных залежей осуществляется различными низкотемпературными процессами (НТС, НТА и др.) в две или три ступени. Для таких технологических схем предложены рециркуляционные технологии применения летучих ингибиторов гидратообразования. В дополнение к этим способам нами разработан технологический прием оптимизация расхода метанола в низкотемпературных процессах подготовки газа на последней ступени сепарации. Этот прием состоит в повторном использовании определенной части отработанного водометанольного раствора из низкотемпературного сепаратора (разделителя) с его рециркуляцией на последней (низкотемпературной) ступени сепарации. Внедрение этого технологического приема на Уренгойском ГКМ позволило добиться экономии концентрированного метанола (~15%).

Сокращение технологических потерь метанола с товарным газом – также важное направление исследований. Это направление уже продолжительное время развивается в работах специалистов ВНИИГАЗа. Нами на примере Заполярного и Ямбургского месторождений исследованы возможности применения абсорбционных технологий извлечения метанола из подготавливаемого газа.

Ингибирование кустов скважин, а также узла редуцирования на ЗПА на Заполярном месторождении (сеноманская залежь) осуществляется с использованием метанола, тогда как при осушке газа на УКПГ в качестве абсорбента применяется диэтиленгликоль. Анализ работы установки осушки газа показал, что из-за подачи большого удельного количества метанола на кусты сеноманских скважин и на ЗПА в осушаемом газе содержится значительное количество метанола, хотя ДЭГ в абсорбере частично извлекает и пары метанола из газа. В связи с этим с учетом особенностей технологии осушки газа на УКПГ Заполярного месторождения нами был проведен расчетный анализ возможностей увеличения извлечения метанола из газа за счет увеличения удельного расхода РДЭГа и уменьшения в регенерированном абсорбенте остаточного содержания метанола. В расчетах процесс массообмена в абсорбере моделировался одной и двумя теоретическими ступенями контакта. На основе проведенных технологических расчетов нами рекомендовано изменение режимов работы абсорберов для снижения метанолосодержания осушенного газа после абсорберов посредством увеличения удельного расхода гликоля до 12-15 кг/1000 м3 при одновременном повышении концентрации РДЭГ. Переход на предлагаемый технологический режим позволяет извлечь из осушаемого газа дополнительно до 100 г/1000 м3 метанола. При этом одновременно повышается концентрация метанола в рефлюксе до уровня ~70 мас.%, что практически позволяет подавать этот поток ВМР на кусты газовых скважин.

Далее на примере технологии НТА рассмотрен вариант частичного извлечения метанола из газа углеводородным конденсатом. Особенностью технологической схемы НТА является низкотемпературная абсорбция из газа легких углеводородов охлажденным конденсатом, выделенным на первой ступени сепарации. Ранее на УКПГ-1В Ямбургского ГКМ, проектная технология подготовки газа методом НТА была модифицирована путем замены осушающего реагента ДЭГа на метанол, т.е. был реализован переход на однореагентную технологию (А.Г. Бурмистров, С.Г. Якупов и др.). Дальнейшее обследование работы этой установки (Е.А. Лужкова, 2005) показало, что имеет место повышенная концентрация метанола в ВМР в аппаратах низкотемпературной абсорбции (до 84 мас.%), тогда как минимально-необходимая величина составляет 62-65 мас.%. Одна из причин повышенной концентрации метанола связана с необходимостью ингибирования линии подачи конденсата на орошение. Гидратообразование в этой линии происходит главным образом из-за наличия капельной влаги в конденсате. Нами предлагается технологический прием удаления капельной влаги из углеводородного газового конденсата перед подачей его на орошение в низкотемпературный абсорбер (механическими методами и дополнительным разгазированием). Тем самым снимается проблема гидратообразования в конденсате, подаваемом на орошение, а конденсат доизвлекает из подготовленного газа не только легкие углеводороды, но и (частично) метанол, при этом одновременно уменьшается концентрация метанола в ВМР после низкотемпературной абсорбции.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

  1. Разработаны уточненные термодинамические модели и программное обеспечение, позволяющее проводить расчеты трех- и двухфазных равновесий углеводородных систем с конденсированными водными фазами (вода, лед, гидраты), включая и метастабильные фазы (переохлажденная вода, кубический лед).
  2. Предложены методы коррекции расчетной модели по экспериментальным данным, а также термодинамической экстраполяции экспериментальных данных для улучшения описания трехфазных равновесий «газ - конденсированная водная фаза - гидрат». Проведена апробация метода термодинамической экстраполяции на примере равновесий с гидратами азота и метана.
  3. Проведена типизация механизмов и моделей разложения газовых гидратов. Дан термодинамический анализ поверхностного разложения газовых гидратов различных газов при отрицательных по Цельсию температурах. На этой основе предложены подходы к управлению процессами разложения газовых гидратов и их консервации.
  4. На базе обобщения и анализа промыслового опыта усовершенствована методика нормирования расхода ингибиторов гидратообразования. Методика доведена до уровня отраслевого стандарта (СТО Газпром). Проанализированы основные особенности ее применения для различных технологий промысловой подготовки газа.
  5. Разработаны новые технологические приемы сокращения удельного расхода метанола для различных условий промысловой подготовки природного газа. Эти технологические приемы направлены на сокращение технологических потерь метанола как ингибитора гидратообразования со сбросными водами, товарным газом и углеводородным конденсатом.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

  1. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ИРЦ Газпром, 2004, монография, 508 с.
  2. Истомин В.А.. Квон В.Г. Методические указания по расчету фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа, М., ВНИИГАЗ, 1985, 124с.
  3. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. Растворимость метанола в системе природный газ-метанол-вода, в сб.: «Особенности освоения месторождений Прикаспийской впадины», М., ВНИИГАЗ, 1986, с. 118-122.
  4. Истомин В.А., Квон В.Г. Применение водных растворов метанола с целью предупреждения процесса гидратообразованияв выкидных линиях скважин сеноманских залежей северных месторождений, в сб. ВНИИЭГазпрома, сер. «Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений», М., ВНИИЭГазпром, 1986, вып.6, с.13-16.
  5. Истомин В.А., Квон В.Г., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования, М., ВНИИГаз, 1987, 72с.
  6. Квон В.Г., Истомин В.А. Программное обеспечение для расчета расхода метанола в шлейфах и установках комплексной подготовки газа северных месторождений, в сб.: «Особенности освоения газовых скважин в сложных геокриологических условиях», М., ВНИИГаз, 1987, с.111-119.
  7. Истомин В.А., Квон В.Г. Оценка влагосодержания природного газа Астраханского месторождения, в сб.: «Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами», М., ВНИИГаз, 1987, с.72-76
  8. Истомин В.А., Квон В.Г., Якушев В.С. Инструкция по инженерным методам расчета условий гидратообразования, М., ВНИИГаз, 1989, 85с.
  9. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П., Квон В.Г. Особенности применения метан

    Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||
     





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.