Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа

• Автор: Лужкова, Екатерина Александровна
• Шифр специальности: 05.17.07
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 144 с. : ил.

Содержание
Введение

1 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ

1.1 Характеристика условий гидратообразования

1.2 Технологии использования метанола на установках НТС

2. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСТВОРИМОСТИ МЕТАНОЛА В ГАЗЕ

2.1 Анализ литературных данных

2.2 Оценка точности методики Нельсена и Баклина

2.3 Уточнение методики расчета растворимости

метанола в газе

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА УКПГ1В ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
3.1 Результаты промысловых исследований
3.2 Определение показателей процесса десорбции
метанола из водных растворов
3.3 Среднеинтегральная характеристика процесса десорбции на УКПГ1 в
3.4 Гидратные условия работы газовых линий
4. ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ МЕТАНОЛА НА УКПГ1 В
4.1 Определение содержания метанола в товарном газе
4.2 Влияние качества низкотемпературной сепарации на условия гидратообразования в обработанном газе
4.3 Расчетное моделирование применяемой на УКПГ1 В циркуляционной технологии
4.3.1 Характеристика разработанной модели
4.3.2 Результаты моделирования
4.4. Причины повышенных технологических потерь
метанола с жидкими углеводородами
5 РАЗРАБОТКАМ ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТАНОЛА НА УКПГ1В
5.1 Разработка способа снижения потерь метанола с жидкими углеводородами
5.2 Прогнозные показатели разработанного способа
5.3 Результаты промышленных испытаний
Основные выводы и рекомендации
Список использованных источников


Граничные параметры существования трехфазной системы газ - вода - гидраты являются базовыми при разработке мероприятий но предупреждению гидратообразования, в том числе с использованием ангигидратных реагентов. Одной из основных технологических характеристик этих веществ является их способность понижать температуру гидратообразования. Приводимые на рисунке 3 данные свидетельствуют о более выраженных антигидратных свойствах метанола но сравнению с наиболее эффективным с этой точки зрения из гликолей - моноэтиленгликолем. Так, например, понижение температуры гидратообразования на °С с использованием МЭГа достигается при концентрации этого реагента в водном растворе ,5 % масс. При выборе того или иного ингибитора учитывается также фактор надежности обеспечения с его помощью безгидратных условий эксплуатации защищаемой системы. Как отмечено в нашей работе [], вследствие низкой растворимости гликолей в газе при их “правильной” дозировке (для обеспечения концентраций в воде, близких к теоретическим), надежное предотвращение гидратообразования достигается при непосредственном контакте и смешивание закачиваемого ингибитора с присутствующей водой. При отсутствии в каких-либо технологических точках таких условий (например, в верхней части трубопроводов или тсплообменных трубок) конденсирующаяся влага может являться причиной гидратообразования даже в присутствии гликоля. По указанной причине концентрацию “отработанного” гликоля вне зависимости от требуемого снижения температуры поддерживают обычно на уровне . Концентрация ингибитора в водной фазе, масс. Рисунок 3 - Снижение температуры гидратообразования в зависимости от концентрации в водном растворе метанола и МЭГа Иной механизм формирования водной фазы имеет место в случае применения метанола. В результате испарения части метанола, закачиваемого в газовый поток в более теплой зоне технологического процесса, конденсирующаяся при последующем охлаждении газа водная фаза представляет собой водомета-нольную смесь, которая обладает антигидратными свойствами. Вследствие этого “метанольная” технология предупреждения гидратообразования при прочих одинаковых условиях надежнее, чем “гликолевая”. С - концентрация ингибитора в растворе, % масс. Д1 - снижение температуры гидратообразования но сравнению с системой “газ-вода”, °С. Хмсон - мольная доля метанола в растворе. В соответствии с (3) концентрация ингибитора в растворе (% масс. На рисунке 4 для сравнения приведены результаты расчета, полученные по первоначальной и уточненной формуле Гаммершмидта. Как следует из данных рисунка 4, расчет но уравнениям (2) и (3) дает близкие значения АХ для растворов с концентраций метанола до % масс. Для области более высоких концентраций реагента рассчитанные по модифицированному уравнению (3) значения Д1 существенно меньше, чем вычисленные по оригинальному уравнению Гаммершмидта. Тем не менее, в работе [7] указывается на возможность использования метанола для предотвращения гндратооб-разования в процессах с глубоким охлаждением газа и, соответственно, больших значений Дт (до 7°С). На основании результатов исследований по выявлению наиболее приемлемых данных для определения значений ХМеон и представленных в монографии [3], а также полученных в нашей работе [], ниже в диссертации при проведении расчетов использовались зависимости (3) и (4). Р(—А,/) ,. Концентрация метанола в водном растворе, % масс. На рисунке 5 приведены данные по условиям образования твердых фаз в системе “валанжиский газ - вода - метанол” при давлении 4,5 МПа, соответствующему давлению при низкотемпературной обработке газа на Ямбургском месторождении. Согласно данным рисунка 5 требуемая для предотвращения гидратообразования концентрация метанола в ВМР при температуре процесса обработки ям-бургкого газа минус °С составляет ~ % масс. Причины столь значительного несоответствия расчетных и фактических концентрация установлены на основании результатов выполненных в диссертации исследований и представлены ниже. При недостаточном количестве метанола в гидратообразующей системе происходит выпадение твердой гидратной фазы, вследствие чего нарушается нормальный режим работы эксплуатируемого объекта.