CC BY
55
622.691.4.052
ОПТИМИЗАЦИЯ ИНГИБИРОВАНИЯ МЕТАНОЛОМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ НИЗКИХ ДАВЛЕНИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
А.В. КОЛЧИН, старший преподаватель кафедры транспорта и хранения нефти и газа, инженер-технолог 1-й категории
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия,
450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).
АИТ НГ «Интегрированные технологии» (Россия, 450098, Республика Башкортостан,
Уфа, ул. Комсомольская, д. 1/1).
E-mail: kolchin-alexander@mail.ru
А.В. КУРОЧКИН, исполнительный директор
АИТ НГ «Интегрированные технологии» (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Комсомольская, д. 1/1). E-mail: intech@gmail.com
Г.Е. КОРОБКОВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: korobkov45@mail.ru
В данной работе исследовано потребление метанола в ходе эксплуатации установки комплексной подготовки газа (УКПГ) при пониженных входных давлениях на завершающем этапе эксплуатации одного из промыслов Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения Западной Сибири и разработаны мероприятия по оптимизации его потребления. Объектом настоящего исследования является УКПГ производительностью 1,5 млрд нм3/год. В настоящей статье рассмотрен эксплуатационный режим при входном давлении 3,2-5,2 МПа и актуализированном на 2017 год составе пластового газа. Цель работы - оптимизация потребления метанола при ингибировании технологических газопроводов и выявление характерных тенденций оптимального потребления метанола в зависимости от давления на входе в УКПГ. Для снижения потребления метанола установкой предусматривается комплекс мероприятий и ввод пленочных аппаратов, которые также улучшают качество подготовки природного газа и продляют срок бескомпрессорной эксплуатации месторождения на этапе падающей добычи. Расположение точки ввода определяется в зависимости от условий подготовки газа.
Разработанная технология допускает значительную гибкость режимов работы в зависимости от требований к качеству товарной продукции и может рассматриваться как составляющая комплексного решения по повышению эффективности разработки газовых месторождений. Разработанные рекомендации применимы при подготовке скважинной продукции газовых и газоконденсатных месторождений по предлагаемым техническим решениям. Основные технические решения защищены патентами РФ.
Ключевые слова: метанол, технологический газопровод, дефлегматор, УКПГ, низкотемпературная сепарация.
Введение
Товарный газ, удовлетворяющий нормам СТО Газпром 0892010, получают сорбционными методами (абсорбцией, адсорбцией) и методом низкотемпературной сепарации (НТС).
Наиболее распространенным методом на практике является простая в эксплуатации и экономичная технология НТС, при которой конденсация требуемого количества тяжелых углеводородов и воды достигается путем снижения температуры и давления скважинного сырья. При этом требуется введение ингибиторов для предупреждения сопутствующего процесса гидратообразования либо ликвидации уже образовавшихся отложений газовых гидратов. Для этих целей в системах добычи, сбора и подготовки газа, а также в магистральных системах трубопроводного транспорта в качестве ингибирующего реагента используют метанол -термодинамическую присадку, которая позволяет снизить температуру начала формирования кристаллогидратов природного газа [1, 2].
На практике фактический расход метанола на газодобывающих и транспортирующих предприятиях часто завышен, в ряде случаев на 15-20% и более [3, 4]. В связи с этим разработка системного подхода к данной проблеме и оптимизация потребления метанола с учетом опыта внедрения предшествующих научно-технических разработок, а также изучения и внедрения новых технологических процессов в добыче газа является актуальной задачей.
В данной работе исследовано потребление метанола в ходе эксплуатации УКПГ при пониженных входных давлениях на завершающем этапе эксплуатации одного из промыслов Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения Западной Сибири и разработаны мероприятия по оптимизации его потребления.
Методика исследования
Объектом настоящего исследования является УКПГ производительностью 1,5 млрд нм3/год. Исследование режимов
работы этой установки производительностью 1,1 млрд нм3/год было выполнено в работе [3]. В настоящей статье рассмотрен эксплуатационный режим при входном давлении 3,2-5,2 МПа. Состав пластового газа, добываемого в 2017 году, приведен в табл. 1.
Моделирование работы УКПГ проводили в программном комплексе HYSYS (версия 8.8, лицензия 30.0.0.8433) на базе термодинамического пакета РепдЯоЫпэоп в статическом режиме. При расчетах были сделаны допущения, соответствующие предшествующей работе, результаты которой изложены в [3]. Однако следует отметить, что в настоящей работе был произведен учет тепломассообмена технологических трубопроводов с окружающей средой.
Варьируемым параметром исследования являются давление газа на входе в УКПГ и расположение точек ввода метанола. Расчетный интервал давлений от 3,24 до 5,2 МПа соответствовал минимально допустимому и существующему входному давлению газа на установке подготовки валанжинского газа на этапе падающей добычи для технологической схемы, рекомендованной в [3, 5].
Давление в блоке низкотемпературной сепарации определялось из условия обеспечения требуемых температур точек росы товарного газа по воде (-20 °С) и углеводородам (-10 °С). Температура газа на входе в установку принималась равной +25 °С.
В работе исследовали зависимость потребления метанола от входного давления газа для существующей и рассмотренной в [3] технологических схем подготовки газа.
Потребление метанола при существующей технологии подготовки газа
Существующая типовая технологическая схема УКПГ Уренгойского НГКМ обсуждалась в предыдущей работе [3]. Технологический процесс осуществляют следующим образом: поступающий на установку газ сепарируют во входном сепараторе и далее охлаждают в блоке рекуперативных теплообменников. Частично отбензи-ненный газ промежуточной сепарации дросселируют и окончательно сепарируют в низкотемпературном сепараторе с получением газа низкотемпературной сепарации, который нагревают в рекуперативных теплообменниках и выводят с установки в качестве товарного. Конденсат низкотемпературной сепарации смешивают с конденсатами из входного и промежуточного сепараторов и далее стабилизируют методом ступенчатой дегазации. Для предупреждения формирования гидратов в поток газа до рекуперативных теплообменников подают метанол.
Как было показано в [3, 6], величина входного давления газа оказывает большое влияние на количество потребляемого метанола, величину его невозвратных потерь вследствие растворения в углеводородном конденсате и водно-метанольном растворе и его распределение по технологическим потокам УКПГ в целом. Необходимо отметить, что типовая технологическая схема с дроссельным клапаном не обеспечивает требуемое качество подготовки природного газа при рассматриваемом диапазоне давлений, однако при модернизации узла редуцирования и замене дроссельного клапана детандером возможно обеспечение требуемого качества подготовки природного газа в изучаемом диапазоне давлений. Ввиду этого последующие
Таблица
Состав пластового газа на входе в установку
Содержание, 0,8476 0,0718 0,0330 0,0144 0,0056 0,0262 0,0014 мол. доли
Рис. 1. Зависимость количества потребляемого метанола и невозвратных потерь метанола от входного давления газа
I,
кг/ч
3 3,4 3,8 4,2
Рвх, МПа
результаты получены с учетом модернизации по применению детандера в качестве редуцирующего устройства.
Из рис. 1 видно, что повышение входного давления газа приводит к линейному росту потребления метанола при низких входных давлениях. Так, в диапазоне давлений от 3,8 до 5,2 МПа потребление ингибитора возрастает от 202,6 до 297,2 кг/ч. Необходимо отметить, что типовая технологическая схема с дроссельным клапаном не обеспечивает требуемое качество подготовки природного газа при рассматриваемом диапазоне давлений, однако при модернизации узла редуцирования и замене дроссельного клапана детандером возможно обеспечение требуемого качества подготовки природного газа в изучаемом диапазоне давлений.
При дальнейшем снижении давления на входе в установку без учета мероприятий по его восстановлению качество товарной продукции обеспечиваться не будет.
Из рис. 1 также видно, что при снижении входного давления на УКПГ ниже 3,8 МПа потребление метанола начинает расти. Данный эффект вызван увеличением перепада давления на детандере и соответственным снижением температуры редуцированного газа. Однако данные режимы требуют дополнительных эксплуатационных затрат ввиду дополнительной нагрузки на дожимной компрессорной станции, находящейся на выходе с УКПГ.
Потребление метанола при использовании дефлегмации на этапе промежуточной сепарации
С учетом предложенного в [3] аппаратурно-технологиче-ского решения, основанного на использовании элементов фракционирования, рассматриваемая в дальнейшем схема приведена на рис. 2.
От типовой разработанная схема отличается заменой промежуточного сепаратора С-2 на аппарат колонного типа
|Рис. 2. Схема УКПГ с дефлегмацией газа на промежуточной ступени сепарации: С-1 - входной сепаратор; С-2 - дефлегматор; С-3 - низкотемпературный сепаратор; С-4, С-5/1, С-5/2 - сепараторы стабилизации углеводородного конденсата первой, второй и третьей ступеней, соответственно; Т-1 - блок рекуперативных теплообменников; Т-2 - рекуперативный теплообменник блока стабилизации углеводородного конденсата; Т-3 - теплообменник с внешним теплоносителем (водой)
с внутренними тепломассообменными элементами (дефлегматор С-2). Основные преимущества подобной технологической схемы подробно изучены в [3, 5, 6].
Отметим, что при исследовании технологической схемы с дефлегматором необходимо учитывать, что при ингибиро-вании гидратообразования в потоке газа входной сепарации по аналогии с базовой схемой часть метанола переходит в жидкую углеводородную фазу и безвозвратно теряется с флегмой, которая выводится с кубовой части дефлегматора. Соответственно это количество метанола не участвует в ингибировании процесса гидратообразования в тепломассообменных секциях дефлегматора, так как они расположены выше сепарационной зоны дефлегматора.
Результаты и их обсуждение
В работе [3] была показана целесообразность ввода метанола в двух точках технологической схемы, поскольку было предусмотрено исключение блока теплообменников Т-1. В случае сохранения данного оборудования и установки дефлегматора следует предусмотреть трехточечный ввод ингибитора, который будет предупреждать гидра-тообразование в самом технологическом оборудовании и последующих газопроводах до технологических блоков, где происходят резкие изменения термобарических условий, то есть до очередной точки ингибирования. Таким образом, точки ингибирования были распределены в следующем порядке:
1) первая точка ингибирования - перед блоком теплообменников для защиты от гидратообразования самих аппаратов и последующих технологических трубопроводов до блока промежуточной сепарации;
2) вторая точка ингибирования - в блоке промежуточной сепарации непосредственно в дефлегматоре для обеспечения нормального протекания пленочного тепломассообмена и защиты от гидратообразования трубопровода подачи газа дефлегмации до блока НТС;
|Рис. 3. Распределение метанола по технологической схеме с учетом различных точек ввода в дефлегматор при давлении 5,2 МПа
I, кг/ч
-♦-суммарное потребление МеОН -а-первая точка ингибирования вторая точка ингибирования третья точка ингибирования
3) третья точка ингибирования - в блоке НТС перед дроссельным клапаном для обеспечения стабильного процесса однократной сепарации в низкотемпературном сепараторе и защиты от гидратообразования трубопровода сухого отбензиненного газа до его вывода с УКПГ.
Распределение подачи метанола по предложенной схеме для давления 5,2 МПа в зависимости от точек ингибирования показано на рис. 3. Из рисунка видно, что количество метанола в первой и третьей точках ингибирования фактически не изменяется и составляет около 192,0 и 38,0 кг/ч соответственно с погрешностью 5%, что объясняется постоянными термобарическими условиями на данных участках технологической схемы. Однако иная картина наблюдается в дефлегматоре блока промежуточной сепарации из-за непостоянства термобарических условий. Так, для давления 5,2 МПа потребление метанола изменяется примерно
|Рис. 4. Зависимость температуры газа по высоте дефлегматора в диапазоне давлений от 3,24 до 5,2 МПа
Г-■-* \ \ \ \ \ л -4-
\ \ \ \ \ \ \
\ Ч \ \ > \
-0-
-50
-40
Р, МПа:
-30
3,24 3,6
-20 Т, °С
-10
10
|Рис. 5. Зависимость суммарного потребления метанола от точки ввода в дефлегматор в диапазоне давлений от 3,24 до 5,2 МПа
ш ч
о. 1
Г Н-
г \ \
-4,1 -»-4,7
5,2
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 I, кг/ч
Р, МПа: -Ж-3,24 -Х-3,6 —Ф—4,1 -»-4,7 —5,2
4
3
2
0
0
Рис. 6. Распределение метанола по высоте дефлегматора при давлении 3,24 и 5,2 МПа: а - при ингибировании на нижнюю тарелку дефлегматора; б - при ингибировании на верхнюю тарелку дефлегматора
3 --
О 1
I, кг/ч (для давления 5,2 МПа)
10 15 20 25 30 I, кг/ч (для давления 3,24 МПа)
35
40
-содержание МеОН в ГФ -содержание МеОН в ГФ
-содержание МеОН во флегме -содержание МеОН во флегме
о1
Л1 1
20
I, кг/ч (для давления 5,2 МПа) 40 60 80 100
120
140
1\
Я
20 40 60 80 I, кг/ч (для давления 3,24 МПа)
100
120
содержание МеОН в ГФ содержание МеОН в ГФ
содержание МеОН во флегме содержание МеОН во флегме
4
4
3
2
2
0
0
0
5
0
от 241 до 1443 кг/ч при его вводе в различные точки дефлегматора по высоте аппарата.
Таким образом, для оптимизации потребления метанола и сокращения общего его потребления на УКПГ для обеспечения эффективной защиты технологических трубопроводов от гидратообразования, изменения их проходного сечения, снижения производительности последующих блоков УКПГ и возникновения нестационарного режима эксплуатации были определены профили температур в дефлегматоре для рассматриваемого интервала давлений (рис. 4) и границы зоны гидратообразования по аналогии с работой [3, 5].
На рис. 5 показаны зависимости ингибируемого в дефлегматор метанола по высоте аппарата в зависимости от различных давлений эксплуатации для рассматриваемого интервала с учетом проведенного анализа зон гидратообразования. Из рис. 3 видно, что при понижении входного давления на УКПГ до 3,6 МПа общая тенденция ингибирова-ния всего количества метанола в верхнюю часть дефлегматора сохраняется.
Наблюдаемый эффект может быть объяснен изменением растворимости метанола в углеводородном газе, поднимающемся от куба дефлегматора и в стекающей флегме,
|Рис. 7. Оптимальное потребление метанола в зависимости от давления эксплуатации
300
I,
3,2 3,6 4 4,4 4,8 5,2
Р, МПа
так как для давления 3,6 МПа наблюдаются оптимальные условия с точки зрения сепарации углеводородов, а при более низком давлении количество тяжелых углеводородов, участвующих в гидратообразовании, в газе растет и соответственно растворимость метанола тоже, что ведет к дополнительному его потреблению. На рис. 6 показано изменение содержания метанола в газовой фазе и флегме
по высоте дефлегматора для краевых давлений исследуемого интервала, 5,2 МПа и 3,24 МПа соответственно. Из данного графика видно, что при ингибировании метанолом низа дефлегматора при давлении 3,24 МПа будет наблюдаться наименьшее его потребление в отличие от давления 5,2 МПа, где оптимальная точка ввода метанола - верхняя часть дефлегматора.
Тем не менее, несмотря на изменение точки ингибирования в блоке промежуточной сепарации, при нахождении оптимального режима ингибирования суммарное необходимое количество метанола также изменяется по параболическому закону при снижении давления эксплуатации. Общая закономерность отображена на рис. 7.
Выводы
1. Изучено распределение метанола и изменение его растворимости в газовой и жидких фазах по высоте дефлегматора в диапазоне давлений от 3,24 до 5,2 МПа, позволяющее определить оптимальную величину расхода метанола.
2. Определена зависимость оптимального расхода метанола от давления и найдены оптимальные точки его подачи.
3. Показано, что безгидратный режим работы технологических трубопроводов на УКПГ с дефлегматором на промежуточной ступени сепарации обеспечивается при снижении потребления метанола по сравнению с существующей схемой подготовки газа на 68,83-20,20% в зависимости от давления эксплуатации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bahadori A. A simple mathematical predictive tool for estimation of a hydrate inhibitor injection rate // Nafta. 2011. 62. P. 213-223.
2. Bahadori A., Vuthaluru H.B. Prediction of methanol loss in vapor phase during gas hydrate inhibition using Arrhenius-type functions // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2010. 23. P. 379-384.
3. Колчин А.В., Курочкин А.В., Коробков Г.Е. Оптимизация ингибирования метанолом в магистральной системе транспорта газа на этапе подготовки // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 4. С. 47-53.
4. Квон В.Г. Термодинамическое моделирование фазовых равновесий углеводородных систем с водой и газовыми гидратами для повышения эффективности технологий в добыче газа: дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Квон Валерий Герасимович. М., 2008. 166 с.
5. Mukhametova N.D., Kolchin A.V., Elizareva N.L. and etc. Gas Condensate Field Infrastructure Reengineering on the Declining Production Stage to Increase Profitability of Exploitation: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 7-10 November, Abu Dhabi, UAE, 2016.
6. Elizareva N.L., Kolchin A.V., Kurochkin A.V. Resource Efficient Central Gas Processing Facility with Reduced Methanol Demand: SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26-28 October, Moscow, Russia, 2016.
OPTIMIZATION OF METHANOL INHIBITION OF TECHNOLOGICAL PIPELINES AT LOW OPERATION PRESSURE
KOLCHIN A.V, Lecturer of Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Senior Process Engineer
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
Nonprofit Partnership Integrated Technology (1/1, Komsomolskaya St., 450098, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail:
kolchin-alexander@mail.ru
KUROCHKIN A.V, Executive Director
Nonprofit Partnership Integrated Technology (1/1, Komsomolskaya St., 450098, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: intech@gmail.com
KOROBKOV G.E., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: korobkov45@mail.ru
ABSTRACT
In this paper were developed some recommendations to optimize methanol consumption. The scope of the research was a CGTU with a production capacity of 1.5 billion Nm3 per year. In present paper, the operational regime was assumed at inlet pressure of 3.2 to 5.2 MPa and the composition of the gas was considered according to the production data in 2017. The aim of the work was optimization of methanol consumption during the inhibition of technological gas pipelines and identification of characteristic trends of optimal methanol consumption depending on the pressure of operation of the CGTU. To reduce methanol consumption there were applied a set of measures and film apparatus, which also improve the quality of natural gas treatment and extend the period of operation of the field at the stage of falling production without input compressor. Location of a feed point depends on gas treatment conditions. Developed technology allows significant flexibility in operation regimes depending on requirements to quality of the commercial products. It might be consider as a component of a complex solution in efficiency improve of gas field production. Developed recommendations are applicable during the processing of well streams from gas and gas condensate fields when using proposed technological scheme. The main technical solutions protected by licenses of Russian Federation. Keywords: methanol, technological gas pipeline, refluxer, central gas gacility, low-temperature separation.
REFERENCES
1. Bahadori A. A simple mathematical predictive tool for estimation of a hydrate inhibitor injection rate. Nafta, 2011, no. 62, pp. 213-223.
2. Bahadori A., Vuthaluru H.B. Prediction of methanol loss in vapor phase during gas hydrate inhibition using Arrhenius-type functions. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 2010, no. 23, pp. 379-384.
3. Kolchin, A.V., Kurochkin A.V., Korobkov G.Ye. Optimization of inhibition by methanol in the main gas transportation system at the preparation stage. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2016, no. 4, pp. 47-53 (In Russian).
4. Kvon V.G. Termodinamicheskoye modelirovaniye fazovykh ravnovesiy uglevodorodnykh sistem s vodoy i gazovymi gidratami dlya povysheniya effektivnosti tekhnologiy v dobyche gaza. Diss. cand. tekh. nauk [Thermodynamic modeling of phase equilibria of hydrocarbon systems with water and gas hydrates for more efficiency in gas production technologies. Cand. tech. sci. diss.]. Moscow, 2008. 166 p.
5. Mukhametova N.D., Kolchin A.V., Elizareva N.L. Gas condensate field infrastructure reengineering on the declining production stage to increase profitability of exploitation. Proc. Abu Dhabi international petroleum exhibition & conference. Abu Dhabi, 2016.
6. Elizareva N.L., Kolchin A.V., Kurochkin A.V. Resource efficient central gas processing facility with reduced methanol demand. Proc. SPE Russian petroleum technology conference. Moscow, 2016.
