CC BY
165
УДК 622.691.4.052
ОПТИМИЗАЦИЯ ИНГИБИРОВАНИЯ МЕТАНОЛОМ В МАГИСТРАЛЬНОЙ СИСТЕМЕ ТРАНСПОРТА ГАЗА НА ЭТАПЕ ПОДГОТОВКИ
А.В. КОЛЧИН, преподаватель кафедры транспорта и хранения нефти и газа, инженер-технолог 1 категории
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). НП «Интегрированные технологии» (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Комсомольская, д. 1/1). E-mail: [email protected] А.В. КУРОЧКИН, исполнительный директор
НП «Интегрированные технологии» (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа,
ул. Комсомольская, д. 1/1). E-mail: [email protected]
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: [email protected]
В статье рассматривается метод оптимизации распределения метанола из конденсата низкотемпературной сепарации в дефлегматоре, что позволяет уменьшить потребление ингибитора в 4-4,5 раза по сравнению с базовой схемой за счет рециркуляции большей части уносимого ингибитора в технологическую схему. Предлагается создание ресурсоэнергосберегающей технологии комплексной подготовки газа и газового конденсата, характеризующейся высокой эффективностью работы, снижением количества газов стабилизации и потребления метанола.
Ключевые слова: метанол, технологический газопровод, дефлегматор, УКПГ, низкотемпературная сепарация.
Введение
Подготовка к транспорту добытого природного газа на месторождениях Крайнего Севера России, как правило, сопровождается процессом гидратообразования. Товарный газ требуемого качества может быть получен путем абсорбции, адсорбции и низкотемпературной сепарации (НТС). Однако первые две технологии имеют ряд существенных недостатков, которые ограничивают их применение в промысловых условиях. Одним из основных недостатков является невозможность удаления воды и тяжелых углеводородов с помощью одного и того же поглощающего агента [1]. Кроме того, для регенерации сорбентов требуется высокая температура (150-320 °С в зависимости от используемой технологии и типа поглощающего агента) [2], что повышает пожаро- и взрывоопасность установки и увеличивает энергозатраты. Эксплуатация установки также усложняется из-за необходимости периодического добавления поглощающего агента в связи с уносом в потоке очищенного газа (в случае абсорбции) [2] или полной замены в связи с механическим разрушением (в случае адсорбции).
Технология низкотемпературной сепарации проста в эксплуатации, характеризуется минимальными эксплуатационными затратами, поэтому наиболее распространена в практике промысловой подготовки газа. Требуемое качество подготовки газа достигается путем снижения температуры и давления до достижения равновесных условий сепарации, при которых из газа конденсируется требуемое количество углеводородов и воды [1]. Таким образом, работа газотранспортной системы в гидратном режиме может не только привести к риску возникновения отложений кристаллогидратов природного газа в технологических и магистральных газопроводах, но также изменить эксплуатационные режимы промысловых установок подготовки
газа. В худшем случае может произойти закупоривание трубопроводов, промыслового оборудования, блокирование трубопроводной арматуры. Таким образом, формирование гидратов является существенной проблемой при обеспечении безопасной и эффективной работы газотранспортной системы и ее отдельных элементов.
Интенсивность образования газовых гидратов также зависит от режима течения газа (в турбулентном потоке процесс протекает более интенсивно) [3] и наличия центров кристаллизации (дефекты трубопроводов, арматура, внутренние элементы сепараторов, а также шлам, переносимый вместе с сырьевым потоком). Это делает дроссельную арматуру, а также любые теплообменные секции особенно чувствительными к отложению гидратов в связи с тем, что:
1) температура сырьевого потока при прохождении через дроссель значительно понижается вследствие эффекта Джоуля-Томпсона;
2) в уменьшенном проходном сечении клапана возникает большая скорость потока;
3) в теплообменном аппарате происходит активное перемешивание газа, а также присутствует большая площадь контакта газового потока с развитой поверхностью.
Наиболее общепринятым решением данной проблемы является полное предотвращение процесса гидрато-образования. В общей сложности существует шесть различных способов предотвращения данного процесса, однако наиболее эффективным и надежным способом остается ингибирование термодинамическими присадками, что позволяет снизить температуру начала гидра-тообразования. Использование кинетических ингибиторов замедляет процесс гидратообразования, но не обеспечивает выход из гидратного режима [4, 5]. В системах добычи, сбора и подготовки газа, а также в магистральных
системах трубопроводного транспорта используются различные термодинамические ингибиторы, однако в условиях Крайнего Севера в настоящее время применяется только метанол либо, в частных случаях, гликоли [6, 7, 8]. Несмотря на значительный опыт предотвращения гидра-тообразования в практике промысловой подготовки газа остаются нерешенные проблемы. На практике фактический расход метанола на газодобывающих предприятиях часто завышен (в ряде случаев на 15-20% и более [9, 10]) из-за нерационального использования. Таким образом, необходима разработка целостного подхода к нормированию расхода ингибиторов гидратообразования с обобщением опыта предшествующих научно-технических разработок, учетом внедрения новых технологических процессов в добыче газа.
Задачей данной работы является разработка ресурсосберегающей технологии, позволяющей сократить потребление метанола на примере газоконденсатного месторождения Западной Сибири.
Методика исследования
Объектом настоящего исследования является установка комплексной подготовки газа (УКПГ) производительностью 1,1 млрд нм3/год. Состав пластового газа приведен в табл. 1.
Моделирование работы УКПГ проводили в программном комплексе HYSYS (версия 8.4, лицензия 30.0.0.8433) на базе термодинамического пакета РепдЯоЫпэоп в статическом режиме. При расчетах были сделаны следующие допущения:
1) моделирование производилось без учета теплообмена с окружающей средой, гидравлическое сопротивление трубопроводов при этом учитывалось;
2) содержание воды в составе сырьевого газа соответствовало состоянию насыщения при заданных термобарических условиях;
3) температурный напор в теплообменных аппаратах принимался: для теплообменников «газ-газ» - 10 °С, для теплообменников «газ-конденсат» - 15 °С;
4) в качестве ингибитора гидратообразования использовался 95% масс. раствор метанола по ВРД 39-1.13-010-2000;
5) возможное содержание метанола в сырьевом газе не учитывалось.
Для компенсации возможных отклонений в работе реальной установки от расчетных параметров в связи с несовершенством сепарационного оборудования температуры точки росы товарного газа по воде и углеводородам принимались на 3-5 °С ниже нормативных значений.
Требования к товарному газу определялись в соответствии с СТО Газпром 089, 2010 для холодного макрокли-матического района, для наиболее напряженного режима работы установки - «зима».
Варьируемым параметром исследования являлось давление газа на входе в УКПГ, а также непосредственная точка ингибирования. Расчеты производились для трех значений давления: 12 МПа, что соответствует входному давлению газа установок подготовки высоконапорного ачимовского газа, 6 и 4 МПа, что соответствует входному давлению установок подготовки валанжинского газа на этапе постоянной и падающей добычи соответственно. Давление в блоке низкотемпературной сепарации является изменяемым параметром и определяется 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 качестве функции отклика было принято потребление ингибитора гидратообразования (метанола).
В работе исследовали зависимость указанного параметра от входного давления газа для базовой схемы и ее рассмотренных модификаций.
Исследование базовой схемы УКПГ
В качестве базовой была выбрана одна из наиболее простых и распространенных технологических схем УКПГ (рис. 1), при которой пластовый газ, поступающий на установку, сепарируют во входном сепараторе С-1 с получением газа, который охлаждают в рекуперативных теплообменниках (условно показан один теплообменник Т-1). Конденсат, образовавшийся при охлаждении газа, отделяют в промежуточном сепараторе С-2, газ промежуточной сепарации
Рис. 1. Базовая технологическая схема УКПГ
Сырой газ
С-1
Ингибитор
д
Т-1
Газ в компрессорную товарного газа
н>кь
С-3 I ВМР
С-2
Газ
на собственные нужды
Г
С-4
Т-2
'ВМР
Т-3
Отраб. конденсат
Газ на ФВД
Газ на ФНД
X
5/1 | ВМР С-5/2Г
ВМР
Таблица 1
Состав пластового газа на входе в установку
Компоненты СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 CO2
Содержание, мол. 0,854 0,069 0,033 0,014 0,006 0,023 0,001 доли
I
I
МеОН %
Рис. 2. Зависимость количества потребляемого метанола и количества невозвратных потерь метанола от входного давления газа
450 400 -350 -300 -" 250 -200 -150 -„ 100
4 6
Р„, МПа
-•- расход МеОН -■- общие потери
Рис. 3. Распределение потребляемогометанола
по технологическим потокам в зависимости от входного давления газа
80
60 40 20 0
10 12 Pвх, МПа
■в товарном газе в конденсате НТС
в конденсате промежуточной сепарации
дросселируют и окончательно сепарируют в низкотемпературном сепараторе С-3 с получением газа низкотемпературной сепарации, который нагревают в рекуперативных теплообменниках и выводят с установки, а также конденсата низкотемпературной сепарации, который смешивают с конденсатами из входного и промежуточного сепаратора и стабилизируют. Стабилизацию конденсата осуществляют методом ступенчатой дегазации в сепараторах С-4, С-5/1 и С-5/2 с промежуточным нагревом в рекуперативном теплообменнике Т-2 и теплообменнике «конденсат-теплоноситель» Т-3. Газы дегазации из сепаратора С-4 могут быть использованы на собственные нужды установки, низконапорные газы из сепараторов С-5/1 и С-5/2 утилизируют на факеле. Для предотвращения гидратообразования в поток газа входной сепарации подают метанол до рекуперативных теплообменников.
Входное давление газа оказывает большое влияние на количество потребляемого ингибитора гидратообразования,
величину его невозвратных потерь вследствие растворения в жидких фазах (углеводородном конденсате и водно-ме-танольном растворе) и его распределение по технологическим потокам УКПГ в целом (рис. 2, 3).
График на рис. 2 наглядно демонстрирует, что повышение входного давления газа приводит к нелинейному увеличению потребления метанола: так, при входном давлении 4 МПа потребление ингибитора составляет 160,5 кг/ч, а для входного давления 12 МПа данная величина в 2,5 раза больше (399,5 кг/ч). Одновременно увеличивается количество невозвратных потерь метанола с товарным конденсатом и водно-метанольным раствором (ВМР). При этом количество метанола, остающегося в товарном газе, зависит от входного давления незначительно. Наблюдаемый эффект объясняется тем, что при высоком давлении гидратообра-зование начинается даже при незначительном содержании влаги в газе. Увеличение потерь метанола с конденсатом при повышении рабочих давлений связано с резким увеличением количества конденсата при практически не зависящем от давления значении растворимости метанола в жидких углеводородах.
График на рисунке 3 показывает, что по мере повышения входного давления газа изменяется структура распределения метанола по технологическим потокам установки: массовая доля метанола, переходящая в жидкую фазу в низкотемпературном сепараторе, повышается с 9 до 65% при одновременном снижении массовой доли метанола, остающегося в газовой фазе, и массовой доли метанола, переходящего в жидкую фазу в промежуточном сепараторе, на 50 и 6% соответственно. Данный эффект вызван перераспределением выхода конденсата между промежуточным и низкотемпературным сепараторами с ростом входного давления.
Таким образом, при повышении входного давления газа наблюдается ухудшение всех основных технологических параметров УКПГ. В связи с этим для повышения экономической эффективности работы рекомендуется эксплуатировать установку при наименьшем возможном входном давлении, так как это позволит увеличить выход товарных продуктов и снизить эксплуатационные затраты (расход топлива на стабилизацию конденсата, экологические штрафы за сжигание низконапорных газов дегазации конденсата), а также обеспечит малое потребление метанола для обеспечения надежной работы установки.
Понижение потребления метанола при повышении эффективности работы УКПГ путем разработки нового аппаратурно-технологического решения
Предложено аппаратурно-технологическое решение, основанное на использовании процесса дефлегмации, который широко применяется в нефте- и газоперерабатывающей промышленности для обеспечения заданной четкости разделения в укрепляющих секциях колонн ректификационных и газофракционирующих установок. Предлагаемая схема УКПГ приведена на рис. 4.
Схема предусматривает установку дефлегматора - аппарата колонного типа с внутренними тепломассообменными элементами С-2 вместо рекуперативных теплообменников и промежуточного сепаратора. Преимущества данного метода для изучаемого объекта описаны в [11].
Рис. 4. Разработанная схема УКПГ с использованием процесса дефлегмации на промежуточной ступени сепарации
Газ в компрессорную товарного газа
п
Сырой газ
с-3 V
ВМР
С-2
Т-1
Отраб. конденсат
С-1
Газ
на собственные нужды
Газ на ФВД
Замена рекуперативных теплообменников и сепаратора на дефлегматор на промежуточной ступени сепарации оказывает влияние на количество потребляемого метанола и структуру его потерь с отходящими технологическими потоками УКПГ. Особенностью технологической схемы с дефлегматором является то, что при подаче ингибитора в поток газа входной сепарации по аналогии с базовой схемой часть метанола переходит в жидкую фазу и безвозвратно теряется с флегмой, не выполнив свою непосредственную функцию, до попадания в тепломассообменные секции, так как они расположены выше сепарационной зоны дефлегматора. На рис. 5 приведены графики зависимости потребления метанола и величины его потерь с флегмой от входного давления газа при подаче ингибитора в поток газа входной сепарации. Для сравнения на рисунке также представлен график зависимости потребления метанола от входного давления УКПГ для базовой схемы.
Приведенный график демонстрирует, что применение схемы с дефлегматором позволяет значительно сократить потребление метанола по сравнению с базовой схемой на 36,6% масс. при входном давлении газа 4 МПа и на 14,5% масс. при входном давлении 6 МПа. При высоком входном давлении наблюдается обратный эффект: увеличение потребления метанола на 9,4% масс. Одновременно с этим количество метанола, переходящего в жидкую фазу в дефлегматоре увеличивается с 54,5 кг/час, что соответствует 53,6% масс. общего количества введенного метанола при входном давлении газа 4 МПа, до 72,4 кг/ч, что соответствует 16,6% масс. общего количества введенного метанола при входном давлении газа 12 МПа. Таким образом, определение оптимальной точки подачи метанола с целью сокращения его невозвратных потерь является важной задачей повышения эффективности разработанной технологической схемы УКПГ.
Для определения требуемой точки подачи метанола были выявлены термобарические границы зоны гидратообразова-ния в тепломассообменных секциях дефлегматора (рис. 6, 7) Приведенные рисунки наглядно демонстрируют, что для всех значений входного давления газа граница зоны гидратообразования соответствует второй теоретической тарелке. Таким образом, можно заключить, что ввод ингибитора в поток газа, поступающего в дефлегматор, в данном случае нецелесообразен с точки зрения обеспечения
I
Рис. 5. Зависимость потребления метанола и невозвратных потерь метанола с флегмой от входного давления газа
MeOH: кг/ч
450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
-МеОН базовой схемы -потери МеОН с флегмой МеОН разработанной схемы
12
Рвх, МПа
I
Рис. 6. Определение границы зоны гидратообразования в дефлегматоре при входном давлении 4 МПа
25
Температура, °С
■распределение температуры сырьевого газа ■распределение температуры гидратообразования
безопасной работы установки и приводит только к увеличению потерь метанола с конденсатом. Решение этих проблем возможно путем подачи метанола непосредственно в дефлегматор. На рис. 7 показаны графики зависимости потребления метанола при его вводе на различной высоте аппарата при различных входных давлениях газа. Количество необходимого метанола определялось из условия обеспечения безгидратного режима работы дефлегматора и всей установки в целом. Для сравнения на рисунке также приведены требуемые расходы метанола для базовой схемы.
Приведенные рисунки показывают, что смещение точки ввода ингибитора выше первой теоретической тарелки позволяет сократить потребление метанола. Выявленный эффект наиболее явно выражен для низких входных давлений: так, для давления 4 МПа смещение точки ввода на вторую теоретическую тарелку позволяет снизить потребление метанола на 27,6% масс., а для давления 6 МПа - на 26,8% масс. Снижение потребления метанола в рассмотренном случае достигается и при давлении 12 МПа, однако оно выражено в меньшей степени и составляет 14,9% масс. Описанный эффект вызван снижением потерь метанола с флегмой.
Выявленная тенденция сохраняется при дальнейшем смещении точки ввода метанола вверх по аппарату, однако проявляется в меньшей степени. Так, для давления 4 МПа смещение точки ввода ингибитора на третью теоретическую тарелку позволяет снизить его потребление дополнительно на 7,9% масс., а при смещении на четвертую -на 18,7% масс.; таким образом, суммарное потребление ингибитора, пользуясь модернизированной схемой можно снизить на 46,3% масс. при расположении точки его подачи на верх аппарата по сравнению с точкой подачи в поток газа входной сепарации. Для давления 6 МПа суммарное снижение потребления метанола при переносе точки ввода ингибитора гидратообразования на верх аппарата достигает 36,6% масс.
Иная закономерность наблюдается при рабочем давлении 12 МПа: после некоторого сокращения потребления метанола при переносе точки ввода ингибитора на вторую эквивалентную теоретическую тарелку происходит значительный рост потребления ингибитора при переносе точки ввода на последующие теоретические тарелки.
Наблюдаемые эффекты являются следствием массо-обменных процессов, протекающих в дефлегматоре. При подаче ингибитора в верхнюю часть аппарата его поступление вниз от точки подачи обеспечивается флегмой, которая является в данном случае транспортирующим агентом метанола. Соответственно обеспечение безгидратного режима эксплуатации этих секций зависит от количества флегмы и от содержания в ней метанола. График изменения содержания метанола в жидкой фазе по высоте аппарата приведен на рис. 8. Дополнительно на рисунке показано значение общего потребления метанола по установке. Графики построены для случая подачи метанола на верхнюю теоретическую тарелку.
Очевидно, что повышение давления способствует снижению расхода флегмы по всей высоте дефлегматора. Этим объясняется уменьшение влияния смещения точки подачи метанола вверх по высоте аппарата для входного давления 6 МПа по сравнению с входным давлением 4 МПа, а также увеличение потребления метанола при его подаче в верхнюю часть аппарата в области высоких рабочих давлений.
Рис. 7. Потребление метанола при различных точках ввода на входном давлении 4 МПа
с
<п о. от
50
60
70
80
90 100
MeOH, кг/ч
I
"MeOH без учета рецикла ВМР MeOH с учетом рецикла ВМР
Рис. 8. Изменение содержания метанола в жидкой фазе по высоте аппарата
к ,
и 4
н 3
75
MeOH, кг/ч
100
125
15!
I
-расход МеОН при 4 МПа
-содержание в жидкой фазе МеОН при 4 МПа
-расход МеОН при 6 МПа
-содержание в жидкой фазе МеОН при 6 МПа
Рис. 9. Потребление метанола при различных точках ввода на входном давлении 12 МПа
§3
с
<п о. от 2
350 550 750
* MeOH без учета рецикла ВМР ■ MeOH в традиционной схеме
950
MeOH, кг/ч
МеОН с учетом рецикла ВМР
Рис. 8 показывает, что при повышении входного давления газа с 4 до 6 МПа наблюдается снижение количества метанола, поступающего с флегмой на вторую и третью теоретическую тарелку, причем относительное снижение количества метанола, поступающего на каждую из нижних теоретических тарелок, меньше, чем относительное снижение количества флегмы. К примеру, при повышении входного давления с 4 до 6 МПа относительное уменьшение количества флегмы, поступающей на вторую теоретическую тарелку, составляет 22,2% при относительном уменьшении количества поступающего метанола на 16,2%.
Таким образом, ввод метанола непосредственно в дефлегматор является целесообразным, более того, расположение точки ввода в верхней части аппарата приведет к наиболее
3
2
2
1
0
4
значительному эффекту: так, для давления 4 МПа сокращение потребления метанола по сравнению с базовой схемой составит 66,0% масс. для давления 6 МПа - 45,8% масс., соответственно. Для давления 12 МПа наиболее оптимальной является подача метанола в среднюю часть аппарата.
В ходе исследования также был рассмотрен метод дополнительного сокращения потерь метанола путем рециркуляции концентрированного водометанольного раствора низкотемпературной сепарации [12] в дефлегматор. На рис. 7 и 9 показана зависимость потребления метанола от расположения точки подачи рециркулируемого раствора. Для сравнения на рисунках приведены соответствующие графики потребления метанола без использования рециркуляции. Для входного давления 12 МПа также приведено значение потребления метанола для традиционной схемы.
В целом влияние рециркуляции концентрированного водометанольного раствора в дефлегматор носит положительный характер и позволяет снизить потребление метанола для входных давлений 4 и 6 МПа до 11,9%. Для входного давления 12 МПа рециркуляция приводит к незначительному увеличению потребления метанола (до 0,7%). Таким образом, применение на установке промысловой подготовки газа известного заводского процесса - дефлегмации - позволило увеличить выход товарного газа и стабильного конденсата при одновременном уменьшении количества факельных газов и требуемого расхода ингибитора гидратообразования. Кроме того, при высоком входном давлении газа достигается некоторое снижение минимального допустимого перепада давления на узле редуцирования. Разработанная схема позволяет решить комплексную задачу повышения доходности УКПГ в течение всего жизненного цикла месторождения.
Выводы
Разработанные технологии основаны на применении процессов многоступенчатой сепарации в аппарате деф-легмационного типа и оптимизацией мест ввода ингибитора, организацией рециклов технологических водоме-танольных растворов и отдувки из них метанола [11]. В зависимости от рабочего давления установки в области 4,0-12,0 МПа достигается снижение потребления метанола без учета адсорбированного метанола на 12-66 % масс. путем выделения и рециркуляции большей части уносимого продуктами ингибитора в технологическую схему. Отдувка метанола из конденсата низкотемпературной сепарации позволяет дополнительно на 6,2 % масс. сократить потребление метанола. Дополнительное сокращение потребления метанола может быть достигнуто при применении процессов селективной адсорбции метанола из товарных потоков сконденсированных тяжелых углеводородов.
Показано, что разработанные технические мероприятия позволяют снизить потребление метанола до 4-4,5 раз при сохранении требуемого качества подготовки газа, что сокращает эксплуатационные расходы при подготовке природного газа и его дальнейшем магистральном трубопроводном транспорте до 10-13 %. В отдельных случаях возможен перевод установок подготовки газа на работу без потребления дополнительно вводимого метанола.
Показано, что применение КСПМ позволяет снизить температуры регенерации и габариты установки очистки по сравнению с традиционными ввиду повышенной сорбцион-ной емкости, что делает метод адсорбционной очистки от метанола перспективным к применению на промысле как элементу газотранспортной системы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Энциклопедия газовой промышленности. 4-е изд.: пер. с франц. М. 1994. 884 с.
2. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. 596 с.
3. Carroll, John. Natural Gas Hydrates. A Guide for Engineers. Second edition / John Carroll - USA: Gulf Professional Publishing, 2009, 288 p. Kamari et al. 2015.
4. Kamari, A. et al. New tools predict monoethylene glycol injection rate for natural gas hydrate inhibition / A. Kamari, A. Bahadori, A.H. Mohammadi, S. Zendehboudi // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2015. 33. Р. 222-231.
5. Daraboina, N. et al. Synergistic kinetic inhibition of natural gas hydrate formation / N. Daraboina, C. Malmos, N. von Solms // Fuel. 2013. 108. Р. 749-757.
6. Bahadori, A. A simple mathematical predictive tool for estimation of a hydrate inhibitor injection rate / A. Bahadori // Nafta. 2011. 62. Р. 213-223.
7. Bahadori, A., Vuthaluru, H.B. Prediction of methanol loss in vapor phase during gas hydrate inhibition using Arrhenius-type functions / A. Bahadori, H.B. Vuthaluru // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2010. 23. Р. 379-384.
8. Elgibaly, A.A., Elkamel, A.M. A new correlation for predicting hydrate formation conditions for various gas mixtures and inhibitors / A.A. Elgibaly, A.M. Elkamel // Fluid Phase Equilibria. 1998. 152. Р. 23-42.
9. 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.
10. Коробков Г.Е., Янчушка А.П. Совершенствование очистки газа и газоконденсата шельфовых месторождений с целью предупреждения образования гидратов в трубопроводе / А.В. Колчин, Г.Е. Коробков, А.П. Янчушка // Научно-технический вестник Поволжья. Казань, Научно-технический вестник Поволжья. № 5. 2013. С. 209-215.
11. Elizareva N.L., Kolchin A.V. Resource Efficient Central Gas Processing Facility with Reduced Methanol Demand / N.L. Elizareva, A.V. Kolchin, A.V. Kurochkin. SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26-28 October, Moscow, Russia.
12. US 2002/088704 A1 Process for recovering the methanol contained in a liquid hydrocarbon feed.
OPTIMIZATION OF METHANOL INHIBITION AT TREATMENT STAGE AS A PART OF MAIN GAS TRANSPORTATION SYSTEM
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: [email protected] KUROCHKIN A.V., Executive Director
Nonprofit Partnership Integrated Technology (1/1, Komsomolskaya St., 450098, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: [email protected]
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: [email protected]
ABSTRACT
The article discusses a method of optimizing the allocation of methanol from condensate low-temperature separation in the dephlegmator, which allows to reduce the consumption of the inhibitor in 4-4,5 times in comparison with the basic scheme through recycling the greater part of the entrained inhibitor in the flow diagram. We propose the creation of resources and energy saving technologies of complex processing of gas and gas condensate, characterized by high working efficiency, reduction of the quantity of gases stabilization and the consumption of methanol.
Keywords: methanol, technological gas pipeline, refluxer, central gas gacility, low-temperature separation. REFERENCES
1. Entsiklopediya gazovoypromyshlennosti. 4-ye izd. [Encyclopedia of gas industry. 4th ed.]. Moscow, 1994. 884 p.
2. Bekirov T.M., Lanchakov G.A. Tekhnologiya obrabotkigaza ikondensata [Gas treatment and condensate technology]. Moscow, OOO Nedra-Biznestsentr Publ., 1999. 596 p.
3. Carroll, John. Natural Gas Hydrates. A Guide for Engineers. Second edition. USA, Gulf Professional Publ., 2009. 288 p.
4. Kamari A., Bahadori A., Mohammadi A.H., Zendehboudi S. New tools predict monoethylene glycol injection rate for natural gas hydrate inhibition. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 2015, no. 33, pp. 222-231.
5. Daraboina N., Malmos C., Solms N Synergistic kinetic inhibition of natural gas hydrate formation. Fuel, 2013, no. 108, pp. 749-757.
6. Bahadori, A. A simple mathematical predictive tool for estimation of a hydrate inhibitor injection rate. Nafta, 2011, no. 62, pp. 213-223.
7. 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.
8. Elgibaly, A.A., Elkamel, A.M. A new correlation for predicting hydrate formation conditions for various gas mixtures and inhibitors. Fluid Phase Equilibria, 1998, no. 152, pp. 23-42.
9. Kvon V.G. Termodinamicheskoye modelirovaniye fazovykh ravnovesiy uglevodorodnykh sistem s vodoy i gazovymi gidratamidlyapovysheniya effektivnosti tekhnologiy vdobyche 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.
10. Kplchin A.V., Korobkov G.Ye., Yanchushka A.P. Improvement of gas treatment and gas condensate of offshore fields in order to prevent the formation of hydrates in the pipeline. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik Povolzh'ya, 2013, no. 5, pp. 209-215 (In Russian).
11. 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, pp. 26-28.
12. Process for recovering the methanol contained in a liquid hydrocarbon feed. Patent US, no. 088704 A1, 2002.
