Анализ эффективности установки по регенерации насыщенного метанола на Губкинском газоконденсатном промысле

Это подключение увеличивает давление в дозирующем сепараторе, создавая разницу между конденсатоотводчиком и рабочим коллектором, что обеспечивает движение жидкости от конденсатоотводчика к коллектору.

Следует отметить, что первичное разделение газов на ГРП не предусмотрено.

Распределение газа в скважинах также осуществляется на ГРП (с измерением количества газа во время закачки).

Объединенный в общий коллектор газ с ГРП при температуре 5-7 °С направляются через коллекторы диаметром 426 мм к месту компрессорной станции.

Далее газ проходит установку замера, поступающего с каждого газораспределительного пункта и затем собирается в два коллектора. На следующем этапе газ направляется в секцию очистки газа. Затем он проходит через сепараторы, где капельная жидкость и мехпримеси(метанол, вода и газовый конденсат) отделяются от газа. Из очистной установки газ направляется двумя потоками в секцию сушки, где он подвергается вторичной сепарации в абсорберах (Ду 2400, Ру 6.4) с общим расходом 18 миллионов м³/день при давлении 5,4 МПа.

Газ из абсорберов снова направляется в секцию очистки на последнем этапе разделения, а затем на участок замера.

Рисунок 3.1 - Схема установки осушки газа:

Газ сепарируется в двух фильтрах-сепараторов (Ду 1600 и Ру 6.4 МПа) перед узлом замера, которые устанавливаются в дополнение к проекту подготовки газа. После них газ измеряется и отправляется в магистраьный газопровод.

Капающая жидкость, которая удаляется в каждой группе сепарационного оборудования, собирается в соответствующих конденсатосборниках, где он сливается в емкость Е-2, где жидкость дегазируется и отправляется в разделительный резервуар Е-3.

Далее из разделителя конденсат перекачивается насосом в два резервуара (V = 400 м³), откуда он насосом отгружается потребителю.

Метанол с водой из резервуара Е-3 перекачивают насосом в резервуары и затем из них насосом перемещают для закачки в пласт.

Далее представим схему подготовки газа непосредственно к закачке.

Газ из магистрального газопровода Ду 700 с давлением 4-5 МПа и t 11-12 °С в количестве до 18,4 млн. м³/сут поступает в установку пылеуловителя, которая состоит из четырехпылеуловителей Ду-1600 Ру 5.0.

Далее газ после пылеуловителей перемещается через фильтры-сепараторы в дозирующий блок в компрессоры I ступени сжатия (ДР-12), где он сжимается до давления 5,0-5,5. МПа.

В то же время газ нагревается до температуры 60-65 ° С и направляется в воздухоохладители АВО-64, после охлаждения газ с температурой 30 ° C подается на II ступень сжатия, где он сжимается до давления от 9,0 до 12,0 МПа при нагревании до температуры около 90 °C.

Охлажденный до 30 °C газ направляется на участок очистки газа, где его очищают от капельного масла в сепараторах.

Из сепаратора С-1 капельное масло сбрасывается в резервуар Е-1, откуда оно отправляется на регенерацию в компрессорный цех.

После этого газ направляется на завершающую последующую обработку масла в фильтрах Ф-1 и далее поступает в пункт замера и распределения.

Низкотемпературная сепарация (НТС) используется в процессе подготовкиконденсатсодержащих газов по различным технологическим схемам.

На рисунке 3.2 показанапринципиальная схема установки НТС.



Рисунок 3.2 - Блок-схема процесса низкотемпературной сепарации

Рисунок 3.3 - Схема установки НТС:

Тяжелые углеводороды и влага извлекаются из газа о путем его охлаждения методом дросселирования, происходит конденсация тяжелых углеводородов и воды, а затем в низкотемпературном сепараторе осуществляется процесс отделения жидкой фазы.

Большинство компонентов природного газа в соединении с водой образуют кристаллогидраты - кристаллическими соединениями, которые образуются при положительных температурах и высоких давлениях.

Физические соединения воды и газа (клатраты) возникают при внедрении молекул газа (М) в пустоты кристаллических структур, которые включают в себя молекулы воды. Таким образом, все газы, у которых размер молекул располагается в пределах (4 - 6,9) 10-10 м, образуют гидраты.

По большей части, условия образования гидратов обуславливаются составом самого природного газа. Более вероятное образование гидратов происходит за счет увеличения молекулярной массы смеси газов или самого газа при меньших значениях давления и одинаковой температуре.

Процесс гидратообразования чаще всего происходит на границе раздела фаз «газ - вода» если образуется полное насыщение газа влагой, тем не менее, подобные процессы могут протекать также в условиях недонасыщения газа парами воды.

Безусловно, актуальным является вопрос выявления и прогнозирования мест возникновения гидратов в процессе добычи, подготовки, а также транспортировке газа, все это связано с влагосодержанием самого газа и его изменением при разных термодинамических условиях.

Отложения гидратов существенно снижают пропускную способность труб. Они могут появляться при добыче газа в магистральных газопроводах, стволах скважин, а также промысловых коммуникациях.

Для устранения гидратообразований, в трубопроводы и скважины вводят различные ингибиторы (гликоли, 30%-ный раствор CaCl₂, а также метиловый спирт).

Необходимо, чтобы температура потока газа была выше температуры образования гидратов за счет теплоизоляции трубопроводов, с применением подогревателей, а также подбором режима эксплуатации для поддерживания максимальной температуры газового потока.

Для получения наиболее точной информации об образовании гидратов рекомендуется измерять температуру и давление гидрата на разных участках.

В технологических процессах добычи, подготовки и транспорта газа гидратообразования могут стать причиной серьезных проблем, связанных с нарушением протекания этих процессов.

Гидратообразования могут происходить в системах добычи и подготовки газа, в стволах скважин, в призабойной зоне, в шлейфах и промысловых коллекторах, а также в магистральных газопроводах.

Как представлено на рисунке 3.4, существует несколько методов для контроля образования гидратов. К ним относятся методы с использованием химических реагентов - ингибиторов образования гидратов.

Рисунок 3.4 - Основные методы борьбы с гидратообразованиями

Для создания безгидратного режима работы установки НТС в поток газа вводят раствор метанола. Чтобы повысить надежность работы системы сбора газа в период его отбора институтом ВНИПИгаздобыча был представлен оригинальный способ предотвращения гидратообразования.

Суть метода заключается в том, что ингибирование газа осуществляется непосредственно в сезон закачки, для этого метанол после компримировния газа подается в поток закачиваемого газа на компрессорной станции.

Температура газа после компримирования от 50 до 110 °С, из-за высокой температуры газа жидкий метанол, который вводится в поток газа, переходит в газообразное состояние и далее вместе с газом поступает в пласт через скважины, равномерно заполняя весь объем газохранилища.

Впрыск метанола происходит за счет передавливания его газом высокого давления из четырех шаровых резервуаров Ру 16.0 в коллекторы на пункте замера и распределения по ГРП.

Для профилактики образования гидратов на регулирующих задвижках в период отбора газа осуществляют дополнительное ингибирование методом подачи метанола на ГРП. Метанольная вода закачивается в пласт.

3.2 Анализ работы установки регенерации метанола

Газ с температурой 6 ° С и давлением не менее 5,0 МПа с ГРП 1-7 поступает в участок очистки газа в сепараторах первой ступени, затем в абсорберы, где газ сушат.

Следует отметить, что окончательное улавливание жидкости осуществляется на второй стадии разделения.

Вода, метанол и газовый конденсат из сепараторов ступеней I, II и III собираются в конденсатоотводчике для дополнительной дегазации. Затем их переносят в разделительный резервуар для отделения конденсата от воды и раствора ментола.

Смесь воды и ментола поступает в установку для регенерации насыщенного метанола. Кроме того, предусматривается отвод тепла для предварительного нагрева разделительной емкости, сепараторов, абсорберов и жидкостных линий при температуре окружающей среды -25 ° C.

Для регенерации метанола используют установки регенерации ДЭГ.

Рисунок 3.5 - Схема установки регенерации ДЭГ

Установка регенерации является системой взаимосвязанных технологических аппаратов массобмена и тепловой подготовки.

Абсорбент подвергается процессу регенерации в регенерационной тарельчатой колонне 1 под вакуумом, который получается за счет откачки из нее паров вакуум-насосом 7.

Нагретый в темплообменнике насыщенный раствор ДЭГа поступает на тарелку питания. Парообразная фаза нагретого насыщенного раствора добавляется в пар из испарителя, затем проходит через тарелки верхней секции (концентрации) колонны и удаляется из нее в холодильнике 4.

Пар, сконденсированный в холодильнике, отводится в виде флегмы, из которой одна часть подается в колонну орошения, а другая часть выводится в канализацию.

Насыщенный поток ДЭГ смешивается на подающей тарелке с жидкостью из верхней части колонны и поступает в нижние (удаленные) секции тарелки колонны в испаритель.

Здесь вода окончательно испаряется. Пар служит охлаждающей жидкостью (иногда используется для нагрева природного газа).

Паровая фаза из испарителя перемещается в колонну, а регенерированный раствор, который нагрет до кипения, прокачивается через насос 3 через теплообменник и охлаждается в резервуаре.

В регенерационной колонне жидкая фаза, протекающая в тарелках колонны, находится в контакте с поднимающимся паром.

В то же время компонент ДЭГ конденсируется из фазы пара, а низкокипящий компонент (вода) испаряется из жидкости.

Водяной пар отбирается в верхней части колонны, а жидкая фаза высушенного гликоля отбирается из нижней части десорбционной колонны (десорбера).

Установки регенерации метанола используются для восстановления высококонцентрированного метанола (95% масс.) из водометанольного раствора (ВМР).

Рисунок 3.6 - Схема установки регенерации насыщенного метанола



Насыщенный водо-метанольный раствор подается на установку через теплообменник предварительного нагрева 1 и далее перемещается во входной сепаратор 2, где из раствора удаляются примеси конденсата и газовая фракция легкокипящих углеводородов. Газ, выделившийся в процессе сепарации отводится из верхней части аппарата.

Водо-ментольнй раствор по сигналу автоматического контролера уровня отводится из нижней части сепаратора за счет автоматического клапана и поступает в теплообменник 5, где осуществляется нагрев, посредством теплообмена с потоком воды из ребойлера 7.

Из теплообменника 5 водо-ментольный раствор подается в колонну 6. Подвод тепла, который необходим для процесса регенерации, производится в ребойлере 7. В этом случае, источником тепла может быть, как прямой подогреватель (газовая горелка, термоэлектрический нагреватель), так и косвенный (пар, горячее масло).

Охладитель 8 обеспечивает конденсацию паров метанола с верха колонны. В аккумуляторе рефлюкса 9 предусмотрена отдельная секция от отвода УВ-фракций.

Насосы рефлюкса 10 обеспечивают поток орошения, балансовый остаток - регенерированный метанол подается противотоком в теплообменник 1 и, далее - в хранилище.

Вода из переливной секции ребойлера 7 поступает на вход циркуляционного насоса 11 и, далее, противотоком - в теплообменник 5 и далее отводится за границы установки.

Из-за появления большого количества сильноминерализованной пластовой воды, а также выпадения различных примесей на стенках и тарелках ректификационной колонны процесс регенерации метанола существенно осложняется.

В процессе закачки газа, в то время, когда установка регенерации метанола не эксплуатируется следует проводитьее кислотную обработку.

Мы выяснили, что для установки регенерации метанола используется существующее оборудование установки регенерации ДЭГа. Произведем технологический расчет количества ингибитора для установки регенерации.

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета

Основные параметры	Значения
Количество отбираемого газа за январь 2019 г.	Q = 876875 м3/час
Содержание жидкости в исходном газе	при Рпл= 7,4 МПа и t = 23°С; Wr= 0,42 г/м3
Содержание жидкости при давлении ГРП	3,7 МПа
Температура	2°С; W2 = 0,19 г/м3
Концентрация свежего метанола Сi	99%
Концентрация отработанного раствора С2	не ниже 30%

Необходимо отметить, что вводимый в систему ингибитор расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в углеводородном и водном конденсатах, которые образовались в процессе изменения термодинамических параметров.

Количество ингибитора, которое необходимо для предупреждения гидратообразования, может определяться, используя следующую формулу:

(3.1)

где g_ж - является количеством ингибитора, которое требуется для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м³;

g_г - является количеством ингибитора, которое требуется для насыщения газовой фазы, кг/1000 м³;

g_к - представляет собой количество ингибитора, который растворен в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м³ газа, кг.

Определим значение g_ж по следующей формуле:



(3.2)

где Х₁ и Х₂ - является массовой долей ингибитора по исходному и отработанному раствору;

W - является количеством воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м³.

В исходном растворе (Х₁) массовая доля ингибитора относится к наиболее известным параметрам системы, тогда, как в отработанном растворе (Х₂) буде зависетьот необходимого понижения температуры образования гидратов, а также природы самого вещества. Рассчитывается по следующей формуле:

(3.3)

где М - является молекулярной массой ингибитора;

К - представляет собой коэффициент,который зависит от вида раствора. Для метанола М = 32, К = 1220.

В том случае, если известно значение Х₂, тогда величину понижения tгидратообразования для ингибитора можно рассчитать по следующей формуле:

(3.4)

Тогда значение требуемой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по следующей формуле:



(3.5)

где Т_г - является температурой гидратообразования газа, ?С;

Т_р - представляет собой температуру газа в расчетной точке, ?С.

Далее после определения ?t можно найти значение Х₂.

Полученное значение Х₂ соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем в расчетной точке. Этот раствор не образует гидратов с компонентами газа.

Определим количество воды в жидкой фазе:

W = b₁ - b₂ + ?b, (3.6)

где b₁ и b₂ - является влагосодержанием газа в начальной, а также расчетной точках системы соответственно, кг/1000 м³;

?b - является количеством капельной влаги в газе в начальной точке, кг/1000 м³.

Отметим, что П=при отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе, расход ингибитора, который требуется для насыщения газовой фазы, принимают на 10-20 % больше его расчетного значения.

Определим количество ингибитора, которое необходимо для насыщения газовой фазы, используя формулу:

G_г = 0,1•а•Х₂, (3.7)

где а - является отношением содержания ингибитора, которое требуется для насыщения газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном растворе. Расчет осуществляется при тех же данных и условиях, что и при тепловом, а также гидравлическом расчете шлейфа.

Так, для летнего периода расчет не производится, поскольку в этот период образование гидратов не происходит.

Результаты расчета расхода ингибитора представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчета расхода метанола

Согласно результатам расчета, зимой удельный расчет ингибитора будет зависеть от длины шлейфа.

Это объясняется понижением температуры за счет передачи тепла окружающей среде.

Таким образом, можно говорить о том, что с ростом дебита газа удельный расход ингибитора снижается. Это объясняется тем, что возрастает скорость газа и он пребывает в контакте с окружающей средой меньшее время через стенки труб. Снижение времени контакта способствует уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными.

3.3 Технико-экономическое обоснование использования установки регенерации насыщенного метанола

По результатам нашего исследования, в период отбора газа в январе и феврале 2019 г. газ не соответствовал требованиям ОСТ-51.40-83, таким образом, 1025,5 млн.м³ газа не будут реализованы. Мы выяснили, что абсорбационная осушка газа позволяет привести газ к товарному виду и, таким образом, получить экономический эффект за счет роста дебита на 1025,5 млн.м³. Для абсорбационной осушки предлагается использовать новое оборудование. Использование установки регенерации насыщенного метанола способствует экономии материальных средств и защите окружающей среды.

Как показывает практика, в год безвозвратно теряется 3400 т. метанола, который закачивается в пласт в виде водо-метанольной смеси.

Установка регенерации насыщенного метанола позволяет восстановить до 2000 т метанола, что, безусловно, оказывает влияние на величину себестоимости хранения газа. В нашем случае, в качестве установки регенерации насыщенного метанола предполагается использование существующей установки регенерации ДЭГа, а также существующие теплообменники, насосы насосной метанола, а также аппараты воздушного охлаждения.

Технико-экономическое обоснование использования установки регенерации насыщенного метанола Произведем расчет себестоимости сбора и подготовки газа на Губкинском газовом промысле при подаче метанола при помощи установки по регенерации насыщенного метанола от УКПГ по трубопроводам на устье добывающих скважин, исходя из расхода 14,6 тыс.л/год согласно принятой схеме сбора и подготовки газа.

Расчет материальных затрат не включает в себя стоимость приобретаемых основных и вспомогательных материалов, комплектующих и запасных частей, а также всех видов энергии в год.

Таблица 3.3 - Расчет материальных затрат



Расчет амортизации основных средств

Размер амортизации основных средств рассчитывается, исходя из балансовой стоимости основных средств и общей нормы амортизации.

Таблица 3.4 - Расчет численности персонала и фонда оплаты труда

Таблица 3.5 - Расчет амортизации основных средств

Представим расчет себестоимости продукции при ликвидации гидратообразований закачкой метанола в скважину.

В процессе закачки метанола на забой скважины с использованием соответствующего оборудования для подачи химического реагента, потребление метанола снижается до 6,5 тыс. л/год на весь фонд добывающих скважин Губкинского газового промысла.

Для обслуживания блока подачи метанола потребуется 2 человека:

-оператор по добыче нефти и газа 5 разряда;

- оператор КИПиА.



Таблица 3.6 - Расчет материальных затрат

Таблица 3.7 - Расчет численности сотрудников и ФОТ

Расчет амортизации основных средств рассчитывается, исходя из балансовой стоимости основных средств и общей нормы амортизации.

Таблица 3.8 - Расчет амортизации основных средств

В таблице 3.9 представлен расчет полной себестоимости сбора и подготовки газа.

Таблица 3.9 - Расчет полной себестоимости

Экономические элементы себестоимости	Структура затрат, %	Сумма затрат, тыс.руб.
Материальные расходы	2,3	78,0
Затраты на оплату труда	60,4	2048,5
Взносы на ФСС, ОПС, (30% от ФОТ)	16,5	559,2
Амортизация основных средств	7,7	260,8
Прочие расходы (15% от суммы представленных затрат: все виды энергии, материалы, комплектующие и запасные части)	13,1	442,0
Всего	100	3388,5

Как показывают результаты расчетов, структура затрат состоит в основном из расходов на оплату труда, а также расходы на саму установку и реагенты для подготовки газа и борьбы с образованиями гидратов.

Все это объясняет оправданность использования усовершенствованных способов борьбы с гидратообразованиями, в том числе и установку по регенерации насыщенного метанола.

В нашем случае, в качестве установки регенерации насыщенного метанола предполагается использование существующей установки регенерации ДЭГа, существующие теплообменники, насосы насосной метанола, а также аппараты воздушного охлаждения.



Заключение

Как показало исследование, в процессе добычи, подготовки и транспорта газа гидратообразование может вызывать ряд значимых проблем, которые связаны с нарушением различных технологических процессов.

Мы выяснили, что использование ингибитора гидратообразования - метанола является основным методом борьбы с гидратообразованием.

Метанол является распространенным антигидратным реагентом, который используется как для предупреждения гидратообразования, так и для устранения уже имеющихся гидратных отложений.

Целью работы было провести анализ эффективности работы установки по регенерации насыщенного метанола на Губкинском газоконденсатном промысле. Согласно целям исследования, нами были решены следующие задачи:

1. Исследована технология сбора и подготовки газа на Губкинском газоконденсатном промысле. 

2. Произведен анализ эффективности работы установки по регенерации насыщенного метанола на Губкинском промысле.

3. Представлено технико- экономическое обоснование использования установки по регенерации. 

Как показывает практика, в год безвозвратно теряется 3400 т. метанола, который закачивается в пласт в виде водометанольной смеси.

По результатам написания бакалаврской работы можно сделать следующие выводы.

Использование установки регенерации насыщенного метанола способствует экономии материальных средств и защите окружающей среды.

Установка регенерации насыщенного метанола позволяет восстановить до 2000 т метанола, что, безусловно, оказывает влияние на величину себестоимости хранения газа.

В нашем случае, в качестве установки регенерации насыщенного метанола предполагается использование существующей установки регенерации ДЭГа, а также существующие теплообменники, насосы насосной метанола, а также аппараты воздушного охлаждения.



ПРИЛОЖЕНИЕА

РисунокА.1 - 3 D модель блокапаровой регенерации метанола

Размещено на Allbest.ru