СТО Газпром 3.1-3-010-2008

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  70  71  72  73  74  75  76  77  78  79  80  ..

 

 

MOCKBA 2009

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

image


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ХИМРЕАГЕНТОВ ПО ГАЗОДОБЫВАЮЩИМ ПРЕДПРИЯТИЯМ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

СТО Газпром 3.1-3-010-2008


 

Издание официальное


 

image


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»


 

Москва 2009

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»


 

Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

Распоряжением ОАО «Газпром» от 12 августа 2008 г. № 219


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ВНИИГАЗ», 2008

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2009


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения и сокращения 2

  4. Основные свойства химреагентов (метанол, ДЭГ, ТЭГ) 3

  5. Общие сведения о применении химреагентов в газовой промышленности

    (метанол, ДЭГ, ТЭГ) 4

  6. Общая схема нормирования химреагентов 5

  7. Методика расчета норм расхода метанола 7

  8. Методика расчета норм расхода диэтиленгликоля и триэтиленгликоля 17

    Приложение А (рекомендуемое) Инженерные методы расчета условий

    гидратообразования 25

    Приложение Б (рекомендуемое) Пример расчета норм расхода метанола 31

    Приложение В (рекомендуемое) Пример расчета норм расхода диэтиленгликоля 40

    Библиография 44


     

    III

    Введение


     

    Разработка настоящего стандарта обусловлена установлением общих требований к порядку расчета норм расхода химреагентов (метанол, ДЭГ, ТЭГ) и сокращению их потерь на основе имеющихся в ОАО «Газпром» нормативных документов и расчетно-экспериментальных исследований в области нормирования расхода химреагентов.

    Основанием для разработки настоящего стандарта являются:

    • Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 гг., утвержденный Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11 октября 2005 г., № 01-106, п. 5.3 «Развитие системы обеспечения эффективного использования Обществом топливно-энергетических ресурсов и стимулирования газои энергосбережения потребителями ОАО «Газпром»;

    • Программа научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2006 г., утвержденная Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером (№ 01-20 от 10 февраля 2006 г.).

      Разработчики стандарта:

    • от ООО «ВНИИГАЗ»:

      В.А. Истомин – д.х.н., гл. научный сотрудник лаборатории геокриологии и гидратов, В.Г. Квон – ст. научный сотрудник лаборатории геокриологии и гидратов;

    • от ООО «Газпром добыча Уренгой»:

      В.А. Ставицкий – начальник отдела научно-технического прогресса и экологии, Л.И. Шампурова – начальник отдела ИТЦ,

      А.Х. Абсалямова – ст. инженер ИТЦ, В.Н. Васильева – ст. инженер ИТЦ, О.В. Григоращенко – ст. инженер ИТЦ;

    • от ООО «Газпром добыча Ямбург»:

      А.А. Ершов – начальник лаборатории УНИПРа;

    • от ООО «ТюменНИИгипрогаз»:

    В.А. Клюсов – зам. генерального директора.

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ХИМРЕАГЕНТОВ ПО ГАЗОДОБЫВАЮЩИМ ПРЕДПРИЯТИЯМ ОАО «ГАЗПРОМ»


     

    image

    Дата введения – 2009-03-03


     

    1. Область применения


       

      Настоящий стандарт устанавливает порядок расчета норм расхода химреагентов: метилового спирта (метанола), диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).

      Действие настоящего стандарта распространяется на газодобывающие дочерние общества и организации ОАО «Газпром», использующие при подготовке и внутрипромысловом транспорте природного газа метанол, ДЭГ и ТЭГ.

      Требования и положения настоящего стандарта обязательны для всех газодобывающих дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».


       

    2. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 2222-95 Метанол технический. Технические условия

      ГОСТ 10136-77 Диэтиленгликоль. Технические условия

      ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

      ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия

      СТО Газпром 3.0-2006 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Основные положения

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие

      ссылочных стандартов по соответствующему указателю, составленному на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       

      image

      Издание официальное

    3. Термины, определения и сокращения


       

      1. В настоящем стандарте применены термины по СТО Газпром 3.0, а также следующие термины с соответствующими определениями:

        1. газовые гидраты: Твердые кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды (водного раствора, льда, водяных паров) и низкомолекулярных газов.

        2. норма расхода химреагента: Установленное количество расхода ресурсов, необходимое для производства единицы продукции (1000 м3 товарного газа, приведенного к стандартным условиям) установленного качества в регламентированных условиях производства.

        3. групповая норма: Средневзвешенная величина расхода химреагента по предприятию (ГПУ, НГДУ), группе дочерних обществ и организаций или же в целом по ОАО «Газпром» на планируемые объемы производства газа.

        4. технологический процесс: Процесс, содержащий целенаправленные действия по приведению состояния добытого газа в соответствие с ОСТ 51.40 (т.е. очистка и осушка газа, а также извлечение углеводородного конденсата).

        5. общие (или эксплуатационные) потери химреагента: Безвозвратная убыль химреагента, возникающая в технологических процессах добычи и подготовки газа (конденсата), а также в результате мероприятий, связанных с добычей и подготовкой газа (транспортировка, хранение химреагента, пуск и консервация скважин и т.д.), отнесенная к единице продукции.

        6. технологические потери химреагента: Безвозвратная убыль химреагента, возникающая в результате тех или иных особенностей протекания непрерывного технологического процесса (капельный унос химреагента из абсорберов и концевых сепараторов; потери в испаренном виде с осушенным газом, с углеводородным конденсатом, с дистиллятом («рефлюксом») десорбера в системе регенерации, с газом дегазации из выветривателя; из-за разложения в системе регенерации), отнесенная к единице продукции.

        7. производственные потери химреагента: Безвозвратная убыль химреагента, используемого на производственные нужды, но не относящаяся к технологическим потерям (потери при освоении и продувках скважин, при консервации и расконсервации скважин и шлейфов, при хранении от испарения; утечки в коммуникациях и при ремонтных работах, при перевозке и перекачке, при осушке технологических газопроводов и пр.), отнесенная к единице продукции.

        8. теоретический технологический расход: Величина удельного расхода химреагента (без учета коэффициента запаса) для обеспечения технологического процесса.

        9. коэффициент запаса на неучтенные факторы: Коэффициент повышения расхода химреагента, вызванного влиянием неучтенных факторов.

          Примечание – Технологические и производственные потери рассчитываются как с использованием расчетно-аналитических подходов, так и статистическими методами (анализ и обобщение данных по фактическим потерям химреагента по рассматриваемой статье расхода за ряд лет).

          3.2 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения: НТС – низкотемпературная сепарация

          ВМР – водометанольный раствор

          УНТС – установка низкотемпературной сепарации УКПГ – установка комплексной подготовки газа ГПУ – газопромысловое управление

          НГДУ – нефтегазодобывающее управление МФА – многофункциональный аппарат МГ – магистральный газопровод


           

    4. Основные свойства химреагентов (метанол, ДЭГ, ТЭГ)


       

      1. Метанол – простейший представитель гомологического ряда предельных спиртов с молекулярной массой 32,0412 г/моль, сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы, с резко выраженным кумулятивным действием. При нормальных условиях представляет собой бесцветную, легкоподвижную, летучую горючую жидкость, смешивается с водой и многими органическими веществами во всех отношениях. Чистый метанол хорошо поглощает пары воды, диоксид углерода. Основные физические свойства чистого метанола при нормальных условиях представлены (273,15 К, 0,101325 МПа) в таблице 4.1.


         

        Таблица 4.1 – Основные физические свойства чистого метанола при нормальных условиях


         

        Свойство

        Значение

        Плотность, кг/м3

        810,100

        Вязкость, мПа·с

        0,793

        Температура, К

         

        кипения

        337,80

        затвердевания

        175,45

        вспышки

        265,15

        воспламенения

        286,15

        самовоспламенения

        737,15

        Теплота сгорания, кДж/кг

        22231

        Критическая температура, К

        512,65

        Критическое давление, МПа

        8,103

        Температура в тройной точке*, К

        175,44

        Давление паров в тройной точке*, Па

        0,1887

        * Тройная точка – в соответствии с ВРД 39-1.13-051-2001 [1] и публикацией [2].


         

        Плотность технического метанола согласно ГОСТ 2222 составляет 0,791–0,792 кг/м3.

      2. Гликоли (ДЭГ, ТЭГ) – согласно публикации [3] – прозрачные бесцветные (химически чистые) или слабо окрашенные в желтый цвет гигроскопические жидкости, не имеющие запаха и обладающие сладким вкусом, молекулярная масса ДЭГ – 106,12 г/моль, молекулярная масса ТЭГ – 150,1812 г/моль. Гликоли являются веществами с относительно низкой токсичностью. Из-за низкой летучести опасность отравления при вдыхании паров гликолей отсутствует, в то же время при попадании гликолей внутрь организма серьезной опасности подвергается центральная нервная система и почки. Основные физические свойства чистых гликолей согласно справочнику [4] представлены в таблице 4.2.


         

        Таблица 4.2 – Физико-химические свойства чистых гликолей


         

        Свойство

        Значение

        ДЭГ

        ТЭГ

        Плотность при 293,15 К, кг/м3

        1118,4

        1125,4

        Вязкость при 293,15 К, мПа·с

        35,7

        47,8

        Температура при 0,101325 МПа, К

           

        кипения

        517,95

        551,45

        замерзания

        265,15

        265,55

        Удельная теплоемкость при 293,15 К, кДж/(кг·К)

        2,09

        2,20

        Теплопроводность, Вт/(м·К)

        0,25

        0,23

        Критическая температура, К

        683,15

        713,15

        Критическое давление, МПа

        5,10

        3,72

        Давление насыщенного пара при 293,15 К, Па

        0,5

        0,1


         


         

        Плотность ДЭГ, производимого на предприятиях России, согласно ГОСТ 10136 – 1116–1117 кг/м3. Плотность ТЭГ, производимого на предприятиях России, согласно справочнику [4] – 1123–1124 кг/м3.


         

    5. Общие сведения о применении химреагентов в газовой промышленности (метанол, ДЭГ, ТЭГ)

      1. При добыче и подготовке газа в газодобывающих дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром» в качестве химреагентов используют метанол и гликоли (ДЭГ, ТЭГ).

        1. В промысловых системах гидраты природных газов могут образовываться до тем-

          ператур плюс 27 °С в зависимости от термобарических условий и компонентного состава газовой фазы. В системах добычи газа образуются газовые гидраты двух кубических структур –

          I и II. Природный газ сеноманских залежей образует гидраты структуры I, а природные газы газоконденсатных месторождений – гидраты структуры II. Гидратообразующими компонен-

          тами природных газов являются метан, этан, пропан, изобутан, нормальный бутан, сероводород, диоксид углерода, азот, аргон и ксенон.

        2. Применение метанола как ингибитора гидратообразования основано на изменении равновесных условий гидратообразования в водных растворах в сторону более низких температур, тем самым предотвращается образование гидратов при заданных термобарических условиях.

        3. Системы внутрипромыслового сбора газа по термобарическим параметрам могут оказаться в режиме гидратообразования (особенно в зимний период года), что обуславливает необходимость их ингибирования метанолом. Метанол также необходим для предупреждения гидратообразования в низкотемпературных установках промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений.

        4. С целью сокращения эксплуатационных затрат разработаны экономически рентабельные технологии синтеза метанола из природного газа в промысловых условиях, изложенные в публикации [5].

        5. При вводе в эксплуатацию нового газопровода (технологического, транспортного) проводят процедуры по очистке внутренней полости, контролю герметичности газопровода и осушке с помощью концентрированного метанола. Работы по проверке газопровода на герметичность регламентированы нормативными документами ОАО «Газпром»: СП 111-34-96 [6] и ВН 39-1.9-004-98 [7].

        6. При выводе (остановке) скважины в фонд простаивающих скважин (для консервации, последующего ремонта и т.д.) для предотвращения образования гидратных пробок межтрубное пространство скважины заполняют метанолом.

          5.2 Гликоли (ДЭГ, ТЭГ) применяют на установках абсорбционной осушки газа в качестве осушителей (абсорбентов). Применение гликолей основано на гигроскопичности их концентрированных водных растворов, т.е. на способности поглощать пары влаги из природного газа для обеспечения требований ОСТ 51.40.


           

    6. Общая схема нормирования химреагентов


       

      1. Основная единица продукции в газодобывающих дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром» – 1000 стандартных м3 (приведенных к 293,15 К и 0,1013 МПа) подготовленного к дальнему транспорту природного (товарного) газа.

      2. Основная единица измерения нормы расхода метанола при добыче и промысловой подготовке природного газа – кг/1000 м3 газа. Основная единица измерения нормы расхода гликолей при промысловой подготовке природного газа – г/1000 м3 газа.

      3. Норму расхода химреагентов H, кг/1000 м3 (г/1000 м3), вычисляют по формуле

        HТ НВ  gi,

        (6.1)

        где НТ – норма расхода на технологический процесс (теоретический технологический

        расход, умноженный на коэффициент запаса K, см. 6.5), кг/1000 м3 (г/1000 м3);

        НВ – норма удельного количество химреагента, возвращаемого в цикл, кг/1000 м3 (г/1000 м3);

        Σgi – норма суммы дополнительных (производственных) потерь, кг/1000 м3 (г/1000 м3).

        Примечание – При разработке норм расхода химреагентов особое внимание обращается на

        выявление основных факторов, влияющих на удельный расход реагентов в каждом технологическом процессе, а именно: качество используемого реагента и получаемой продукции; технологические особенности производства; сбор, регенерация и повторное использование химреагентов.

      4. Нормы расхода химреагентов подразделяют на индивидуальные и групповые.

        1. Под индивидуальной нормой расхода химреагента принимают удельную норму расхода по УКПГ.

        2. Групповую норму расхода химреагента H, кг/1000 м3, по промыслу (по всем УКПГ

газодобывающего дочернего общества или организации) вычисляют как средневзвешенную величину по формуле

image

∑ ,


 

(6.2)

⋅ Q

Qi


 

где H– индивидуальная норма расхода химреагента по каждой установке (УКПГ), кг/1000 м3;

Qi – добыча газа по каждой установке подготовки газа за определенный период времени (месяц, квартал, год), млн м3.

    1. Коэффициент запаса на неучтенные факторы определяют статистическим мето-

      дом. На начальный период нормирования рекомендуемое значение = 1,20÷1,25. По мере получения, накопления и анализа статистических данных оптимальное значение коэффици-

      ента определяют экспертно (может быть снижен до 1,05). Величина коэффициента запаса K

      не зависит от стадии разработки месторождения.

    2. Норму расхода химреагента рассчитывают на определенную концентрацию. При нормировании метанола допускается использование «осредненной» концентрации, равной 95 % масс. (концентрация поступающего метанола варьируется в пределах от 93 до 98 % масс.). При нормировании гликолей следует использовать концентрацию, равную 100 % масс.

  1. Методика расчета норм расхода метанола


     

    1. Индивидуальную норму расхода метанола на технологический процесс по каждой установке подготовки газа определяют как сумму норм расхода ингибитора в скважины, в шлейфы скважин и на технологический процесс НТС.

    2. Если для подготовки природного газа не используют низкотемпературные процессы, то для нормирования расхода метанола расчет проводят по скважинам (при возможности гидратообразования в стволе скважины) и шлейфам кустов скважин. В случае дросселирования газа на узле входа шлейфов в УКПГ расчет расхода метанола проводят и перед этим узлом.

    3. При расчете расхода метанола на ингибирование кустов скважин и шлейфов на планируемый год используют данные по технологическим режимам работы скважин на предстоящий период. Определяют номера скважин и кустов, шлейфы которых будут работать с постоянной подачей метанола на устье скважин (термобарические условия в конце шлейфа находятся в зоне гидратообразования). По режимным картам определяют среднемесячную температуру газа на устье скважины и в конце шлейфа, добычу газа и вынос пластовой воды по шлейфам. При отсутствии этих данных обрабатывают рапорты скважин за предплановый год и делают поправку на снижение пластового давления за предстоящий период. Норму расхода метанола на ингибирование всех шлейфов рассчитывают как средневзвешенную величину на УКПГ за плановый период.

    4. В технологической схеме системы сбора и промысловой подготовки газа выделяют зоны возможного гидратообразования, предусматривают точки ввода ингибитора (точка 1) и

      «защищаемые» точки (точка 2), безгидратный режим которых обеспечивает защиту от гидратов на всем технологическом участке, а также точки вывода его отработанного (насыщенного) раствора (в большинстве случаев «защищаемая» точка и точка вывода насыщенного раствора ингибитора совпадают). Термобарический режим в технологическом процессе считают заданным. Задача состоит в расчете минимально необходимого расхода в каждой точке ввода метанола и концентрации метанола, достаточной для предотвращения гидратообразования в защищаемой точке.

    5. Минимально необходимый удельный расход ингибитора (метанола) G, кг/1000 м3,

      вычисляют по формуле

      G G1 (2 − X1 )+(W1 W2 ⋅ 2

      image

      − X

      +100 − 2

      image

      − X

      [(Q2 Q1+(q2 q1)],


       

      (7.1)

      2 2


       

      где G1 – количество поступающего с предыдущего технологического участка в точку 1 водной (водометанольной) жидкой фазы, кг/1000 м3;

      X1Х2 – концентрации метанола в водной фазе перед точкой 1 и в точке 2 соответственно, % масс.;

      – концентрация метанола, подаваемого в точку 1, % масс.;

      W1W2 – (равновесное) влагосодержание газа в точках 1 и 2, кг/1000 м3;

      Q1Q2 – содержание ингибитора в газовой фазе в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3;

      q1q2 – содержание ингибитора в углеводородном конденсате в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000м3.

      В практике нормирования метанола формулу (7.1) используют несколько раз последовательно вдоль технологической цепочки подготовки газа (при наличии нескольких точек ввода метанола).

    6. С целью определения минимально необходимой для предотвращения гидратообра-

      зования концентрации метанола в жидкой водной фазе Х2 в точке 2 определяют разность между температурой в защищаемой точке и равновесной температурой гидратообразования

      ΔT, К, при заданном давлении газа

      ΔT2 – Tг, (7.2)

      где T2 – температура в защищаемой точке, К;

      Tг – температура гидратообразования при заданном давлении, К.

      Для определения Δнеобходимо рассчитать равновесную температуру гидратообразования газовой смеси (природного газа известного компонентного состава).

    7. Равновесные условия гидратообразования природного газа представляют в виде


       

      a·ln(p) + или ln(p) = b/(7.3)


       

      либо

      image

      ln( pb ⋅ ln(),

      T


       

      (7.4)


       

      где aи с – коэффициенты, определяемые расчетными методами или из экспериментальных данных.

      Для расчета равновесных условий гидратообразования разработаны простые инженерные методики. Они приведены в публикации [8] и в краткой форме – в приложении А. Для сеноманских газов месторождений Западной Сибири целесообразно использовать следующую зависимость:

      ln( p31,5582 

      где р – давление, МПа (< 12 МПа);

      Т – температура, К.

      image

      8360,19 ,

      T

      (7.5)

    8. Концентрацию метанола в точке 2 X2, % масс., вычисляют из соотношения

      Δ= − ⋅ ln

      100 − ,

      image

      100 − 0,4378 ⋅ 2


       

      (7.6)

      где – эмпирический параметр, зависящий от давления газа, его состава и структуры

      образующихся гидратов.

      Для природных газов, образующих гидраты структуры I (например, для газов сеноманских залежей газовых месторождений Западной Сибири), расчет параметра А проводят по формуле

      81 − 0,22 ⋅ 2 0,005 ⋅ 2 7,5).

      (7.7)

      Для природных газов, образующих гидраты структуры II (например, для газов валан-

      жинских залежей газоконденсатных месторождений Западной Сибири), расчет параметра А

      проводят по формуле

      81 − 0,33 ⋅ 2 0,01 ⋅ 2 7,5).

      (7.8)

      Зависимости (7.6) – (7.8) применимы для концентраций метанола вплоть до 80 % масс.

      Из соотношений (7.6) – (7.8) величину X2 определяют по значению Δитерационно (методом последовательных приближений).

      В целях нормирования расхода метанола определение концентрации метанола в защищаемой от гидратов точке 2 допустимо проводить и по упрощенной формуле

      100 − exp − Δ

      image

      ⎜ ⎜ ⎟⎟

      2 

      image

      ⎝ 77 ⎠ .

      (7.9)

      image

      ⎜ ⎟

       

      1− 0,4378 exp − Δ

      ⎝ 77 

      Примечание – Формулу (7.9) можно использовать вплоть до концентрации метанола в отра-

      ботанном (насыщенном) водном растворе, равной ~75 % масс. Формула (7.9) дает некоторый запас по концентрации метанола в защищаемой точке (по сравнению с более точными зависимостями (7.4) – (7.6)). При компьютерном моделировании следует использовать схему расчета по зависимостям (7.6) – (7.8).

    9. Добыча газа в некоторых случаях сопровождается выносом скважинами пластовой минерализованной воды. Водные растворы солей также являются ингибиторами гидратообразования. Согласно публикации [9] учет минерализации пластовой воды позволяет экономить метанол при его нормировании. Совместное влияние метанола и минерализации пластовой воды на условия гидратообразования определяют по графикам на рисунке 7.1. Номограмма пригодна для широкого диапазона концентраций метанола и минерализации (хлоридно-натриевой) водной фазы.

      Дополнительные аналитические формулы по влиянию минерализации воды на условия гидратообразования приведены в публикации [10].


       

      image image


       


       

      image image image image image image image image image image image image


       

      image image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      Рисунок 7.1 – Зависимость снижения температуры образования гидратов от минерализации при различном содержании метанола в водной фазе


       

    10. Влагосодержание природного газа при равновесии с водометанольным раствором

      W, кг/1000 м3, вычисляют по формуле

      a1 W0 = γ1 ⋅ x1 W0 ,

      где a1 – активность воды в водометанольном растворе;

      (7.10)

      W0 – влагосодержание природного газа при равновесии с чистой водой, кг/1000 м3;

      γ1 – коэффициент активности воды в водометанольном растворе;

      x1 – молярная доля воды в водометанольном растворе.

      Примечание – Определение молярной доли паров воды в газе при равновесии с чистой водой можно проводить с использованием уравнений состояния (Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона, Пателя-Тея и др.). При этом пересчет с молярной доли воды в газе на равновесное влагосодержание следует вести по формуле = 750,34·y.

    11. Коэффициенты активности воды и метанола в водном растворе метанола рассчитывают из уравнений Ван-Лаара

ln γ1 ln γ ⋅ 1+

1

 

ln γ

2

⎛ − 

⋅ ⎜  ;

image

2

 

⎣ ln γ∞ 

⎡ ln γ

image

2

⎛ 

1

 

ln γ2 ln γ ⋅ 1+

⋅ ⎜  ,

(7.11)

⎣ ln γ

 1− 

где 1 – x1 – молярная доля воды в растворе;

x2 – молярная доля метанола в растворе (индекс 1 относится к воде, индекс 2 – к метанолу).

1

 

Предельные коэффициенты активности γ

по следующим соотношениям:

2

 

и γ

как функции температуры определяют

ln γ 2,4 − 530 ;

image

  1. T

    (7.12)

    ln γ 2,2 − 500 .

    image

  2. T


 

Активности воды a1 и метанола a2 вычисляют по формулам:


 

a1 = γ1 (1− x); a2 = γ2 ⋅ x.


 

(7.13)

Молярная доля метанола и его массовая концентрация Xмас, % масс., связаны пересчетным соотношением

X мас

image

= 3200 ⋅ . 18 +14 ⋅ x


 

(7.14)

7.11.1 Коэффициенты активности воды и метанола в водном растворе метанола можно приближенно определять по графикам на рисунках 7.2, 7.3.

    1. Влагосодержание природного газа при равновесии с чистой водой W0, кг/1000 м3,

      рассчитывают по зависимости


       

      0,09984 ⋅ 

      3816,14 

      18 ⋅ p

      2⋅β ⋅ 

      W0 =

      image

      см ⋅ exp18,3036 

      image

      image

       ⋅ exp ⎜ +

      image

      см  ,

      (7.15)

      ⎝ − 46,13 ⎠  T zсм ⋅ + α см ⋅βсм ⋅ 

      где zсм – коэффициент сжимаемости газовой смеси;

      р – давление, МПа;

      Т – температура, К;

      – универсальная газовая постоянная, = 8,31441 Дж/(моль·К);

      αсмβсм – коэффициенты, вычисляемые по формулам

      αсм αi ⋅ yi;

      i

      βсм βi ⋅ yi,

      i


       

      (7.16)

      где yi – мольная доля i-го компонента газовой смеси;

      aiβi – эмпирические коэффициенты для i-го компонента газовой смеси, причем для: CH4 β= exp(6,87 0,0093 T);

      C2Hβ= exp(4,649 0,0093 T);

      C3Hβ= exp(7,665 0,00874 T);

      i-C4H10 β= exp(7,91 − 0,00878 T);

      n-C4H10 β= exp(7,98 − 0,0088 T);

      C5+в β= exp(8,15 − 0,009 T);

      (7.17)

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      N2 β= exp(7,27 − 0,012 T);

      image image image


       

      image image image image image image image image image image image image


       

      image image image image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      image

      Рисунок 7.2 – Активность воды a1

      в зависимости от температуры

      и концентрации метанола в водном растворе

      Рисунок 7.3 – Активность метанола a2

      в зависимости от температуры

      и концентрации метанола в водном растворе

      CH4 α = 0,725;

      C2Hα = 0,6;

      C3Hα = 0,5;

      i-C4H10 α = 0,4;

      n-C4H10 α = 0,4;

      C5+в α = 0,3;

      N2 α = 0,8.


       

      (7.18)

      Для неуглеводородных компонентов природного газа используются следующие зави-

      симости:


       

      CO2 H2S N2

      β= exp(8,85 − 0,0117 T);

      β= exp(8,44 − 0,0091T);

      β= exp(7,27 − 0,012 T);


       

      (7.19)

      CO2 α = 0,568 − 0,0008 T;

      H2α = 0,56 − 0,0009 T;

      N2 α = 0,8.


       

      (7.20)

      Примечание – Для определения равновесного влагосодержания природного газа (не содер-

      жащего неуглеводородных компонентов) можно использовать и другие методы, например метод Бюкачека и его аналитические аппроксимации (корреляции ТюменНИИгипрогаза, Нама-Мартыновой и др.), изложенные в публикации [11].

      Расчет коэффициента сжимаемости газовой смеси zсм рекомендуется проводить по ГОСТ 30319.2, в котором приведен исходный код компьютерной программы (алгоритмиче-

      ский язык ФОРТРАН-77), позволяющей проводить расчет с высокой степенью точности.

      Примечание – Возможно использование других расчетных и графических методов определения коэффициента сжимаемости природного газа, приведенных в публикации [12].

    2. Содержание метанола в природном газе, равновесного с водными растворами метанола, Q, кг/1000 м3, вычисляют по формуле

      Q0 ⋅ γ2 ⋅ x,

      (7.21)

      где Q– метанолосодержание природного газа при равновесии с чистым метанолом,

      кг/1000 м3;

      γ2 – коэффициент активности метанола в водном растворе ВМР,

      – молярная доля метанола в водном растворе ВМР.

      Величины и γ2 вычисляют по формулам (7.11) – (7.15).

    3. Q0 вычисляют по формуле


       

      Q0 = 1331,31·y, (7.22)

      где – молярная доля метанола в газовой фазе.

    4. Молярную долю метанола в газовой фазе рассчитывают по следующей зависимости:

      ps 

      ⋅ 

      Vж 

      = ⋅exp − ⋅ β −

      image

       

      p R T

      image

      2 ⎟⎥,

      (7.23)

      ⎣ ⎝ ⎠⎦

      где ps – давление насыщенных паров метанола, МПа;

      – давление, МПа;

      – универсальная газовая постоянная;

      Т – температура, К;

      β – эмпирический параметр, имеющий смысл второго вириального коэффициента, см3;

      Vж = 38,07 – молярный объем метанола, см3/моль.

      Давление насыщенных паров метанола ps, МПа, вычисляют по уравнению Антуана

      1

       

      exp 8,5875 

      image

      3626,55

      ⎞ 4

      1,3332 10 .


       

      (7.24)

      ⎝ − 34,29 

      Эмпирический параметр β в формуле (7.23) рассчитывают по зависимости

      β= − exp(7,9154 − 0,01145 T),


       

      (7.25)

      где 252 К ≤ Т ≤ 313 К.

    5. Потери метанола с конденсатом q, кг/1000 м3, вычисляют по формуле

      Gк ⋅ r,


       

      (7.26)

      где Gк – количество конденсата, выделившегося на рассчитываемом участке, кг/1000 м3;

      – растворимость метанола в конденсате со средней молекулярной массой Mcond. Значение вычисляют по формуле

      k100 ⋅ R(0),

      (7.27)

      где R(0) – растворимость метанола в углеводородном конденсате со средней молекулярной массой, равной 100;

      k100 – множитель, учитывающий отличие молекулярной массы конденсата от 100 и определяемый по формуле

      k100 2,6 − 0,016 ⋅ Mcond.

      (7.28)

      Растворимость метанола R(0) в конденсате с молекулярной массой 100 при равновесии с ВМР вычисляют по корреляционному соотношению

      image

      ln R(0) − B − ln Ω;

      T

      image

      Ω = −1,34 187,2 ,

      X


       

      (7.29)


       

      где – коэффициент, равный 12,2257; – коэффициент, равный 3903,6; – температура, K;

      – концентрации метанола в ВМР, % масс.

      Корреляция растворимости метанола в (нестабильном) углеводородном конденсате (7.27) справедлива для конденсатов газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Для углеводородных конденсатов, содержащих значительное количество ароматических углеводородов, а также для сернистых конденсатов расчет величины необходимо проводить с вводом дополнительного повышающего коэффициента, определяемого экспериментально для конкретного месторождения.

      В отдельных случаях возможно образование стойких эмульсий раствора ВМР и углеводородного конденсата. Это обстоятельство следует учитывать при наличии регенерации ВМР (при определении количества ВМР, поступающего на регенерацию).

    6. Норму расхода метанола по шлейфам УКПГ Hш, кг/1000 м3, определяют как сред-

      невзвешенную величину по добыче газа:


       

      n

      Нш,i  Qi

      image

      Нш i=,

      Qмес


       

      (7.30)


       

      где Hш,i – норма расхода метанола в шлейф куста скважин, работающего в гидратном режиме;

      Qi – добыча газа за некоторый период времени (месяц, квартал, год) с кустов скважин, шлейфы которых работают в гидратном режиме, млн м3;

      Qмес – среднемесячная добыча газа со всего промысла, млн м3;

      – количество кустов скважин, шлейфы которых работают в гидратном режиме. Норму расхода на шлейф Hш,i, кг/1000 м3, вычисляют по формуле

      Hш,i G·K, (7.31)


       

      где – коэффициент запаса на неучтенные факторы, варьирующийся в диапазоне от 1,05 до 1,25 (его конкретное значение определяется статистическим методом и зависит от конкретных условий работы промысла).

    7. Условия гидратообразования возникают в промысловом оборудовании при резком снижении температуры в теплообменниках, промежуточном и низкотемпературном сепараторах, эжекторе, дросселирующем или другом холодопроизводящем устройстве и определяются индивидуально для каждого гидратоопасного участка технологической цепи.

    8. Расчет расхода метанола для установки низкотемпературной сепарации производят в соответствии с технологической схемой установки и осуществляют для каждой технологической нитки. Рассчитанные расходы метанола для каждого участка рассматриваемой технологической нитки суммируют.

      Норма расхода метанола на технологический процесс установки НТС определяют как произведение расчетного удельного расхода метанола на коэффициент запаса K.

    9. Норма расхода метанола на НТС определяется как средневзвешенная величина по добыче газа и определяется аналогично (7.30).

    10. Нормирование производственных потерь метанола, таких как потери при хранении от испарения; утечки в коммуникациях и потери при ремонтных работах; потери при перевозке и перекачке, при невозможности использования аналитических способов следует вести статистическим методом.

    11. При использовании метанола для заполнения межтрубного пространства простаивающих скважин норму его потерь (по месторождению) Hпф, кг/1000 м3, определяют по формуле

      image

      G

       

      ⋅ n

       

      Нпф 0,001 ⋅ скв ,

      QΣ

      (7.32)

      где Gскв – количество метанола (95 % масс.), необходимого для заполнения межтрубного

      пространства одной скважины, т;

      – количество обрабатываемых простаивающих скважин за период времени, выбранный для нормирования (месяц, квартал или год);

      QΣ – объем добываемого газа на УКПГ, млрд м3, за рассматриваемый период времени.

    12. Норму потерь метанола при освоении и продувке скважин при выходе их из капи-

      тального ремонта или бурения Hосв, кг/1000 м3, вычисляют по формуле

      image

      g

       

      Носв 0,001⋅ скв

      ⋅ m

      ,


       

      (7.33)

      Q


       

      где gскв – суточный расход метанола на освоение (продувку) одной скважины, т/сут (определяется экспериментально по промысловым данным);

      – время продувки скважины, сут;

      – количество осваиваемых скважин за выбранный для нормирования период времени (месяц, квартал или год);

      – объем добываемого газа на УКПГ, млрд м3, за рассматриваемый период времени.

    13. При хранении, транспортировке метанола, а также при некоторых процедурах утилизации метанольных растворов может возникнуть возможность выбросов паров метанола в атмосферу, например при сливе метанола из транспортных цистерн, из приемных и технологических резервуаров, от запорно-регулирующей арматуры и т.д. Для расчета потерь метанола от выбросов метанольных паров в атмосферу используют Методические указания [13] и ВРД 39-1.13-051-2001 [1].

    14. При вторичном использовании насыщенного (отработанного) метанола средних и

      умеренно высоких концентраций Xнас (ВМР в диапазоне концентраций от 55 до 80 % масс.) на ингибирование систем сбора газа следует осуществлять пересчет его количества на 95 % масс., как если бы возвращался в цикл метанол концентрации 95 % масс.

      Величину возвращаемого в технологический процесс метанола Нвтор, кг/1000 м3, рассчитывают по формуле

      Нвтор = Кз,возвр 

      image

      М

       

      нас  Gвозв ,


       

      (7.34)

      95


       

      где Kз,возвр – корректирующий (понижающий) коэффициент, связанный с особенностями ингибирования метанолом средних концентраций;

      Мнас – концентрация возвращаемого в цикл насыщенного метанола, % масс.;

      Gвозв – удельное количество возвращаемого в цикл насыщенного метанола, кг/1000 м3. Коэффициент Kз,возвр рассчитывают по формуле

      image

      К 0,55 M

      з,возвр 100

      нас +


       

      0,48.


       

      (7.35)

      Вторичное использование насыщенного метанола для ингибирования шлейфов может

      осуществляться при его концентрации выше 50 % масс. ВМР более низкой концентрации подлежит регенерации и/или отдувке.

    15. Пример нормирования расхода метанола представлен в приложении Б.


 

  1. Методика расчета норм расхода диэтиленгликоля и триэтиленгликоля


     

    1. Индивидуальная норма расхода гликоля – удельная его норма расхода в целом по УКПГ. При наличии системы регенерации гликоля на каждой установке подготовки газа, когда практически весь циркулирующий гликоль регенерируется и возвращается в цикл

      в → НТ), формула (6.1) преобразуется к виду

       gi,

      (8.1)

      т.е. нормирование расхода гликолей состоит в суммировании норм технологических и произ-

      водственных потерь гликоля по отдельным статьям gi.

    2. Норма потерь гликоля Hг складывается из следующих статей потерь gi:

      • механического (капельного) уноса из абсорберов с осушенным газом – g1;

      • потерь в испаренном виде с осушенным газом – g2;

      • потерь с дистиллятом десорбера в системе регенерации – g3;

      • потерь с газом дегазации из выветривателя – g4;

      • потерь из-за разложения в системе регенерации – g5;

      • утечек в коммуникациях и потерь при ремонтных работах – g6;

      • потерь при транспортировке и перекачке – g7.

      Потери гликоля, связанные со сменой режима работы аппаратов (т.е. дополнительные потери, связанные с работой абсорберов на переходных режимах), рекомендуется нормировать статистическим способом.

      Примечание – Ряд статей потерь из-за их незначительности не включен в схему нормирова-

      ния (например, потери из-за взятия проб гликоля на анализы).

    3. Во многих случаях основные потери гликолей приходятся на механический унос из абсорберов (МФА) с потоком осушенного газа в мелкодисперсном (аэрозольном) виде. Унос зависит от конструкции абсорберов, режимных параметров его работы, загрязненности гликоля. Переход на насадочные абсорберы и работа аппаратов при проектных факторах скоро-

      сти (и ниже) приводят к уменьшению технологических потерь.

      1. Механический унос гликолей g1, г/1000 м3, равный текущему уносу, для тарельчатых абсорберов проектной конструкции (МФА типа ГПР-365, ГПР-502 и др., не прошедших модернизации) рассчитывают по соотношению

        α

        ⎛ F 

        image

        g1 ≡ 0 ⋅  F 

        exp(⋅τ),


         

        (8.2)

        ⎝ 

        где U0 – начальный (стабилизированный) унос гликоля на рассматриваемой технологи-

        ческой нитке, г/1000 м3;

        – фактор скорости при рабочих параметрах абсорбера, кг0,5/(м0,5·с);

        F0 – фактор скорости при работе аппарата в номинальном (проектном) режиме, кг0,5/(м0,5·с), определяют по таблице 8.1;

        α – безразмерный эмпирический коэффициент, который для целей нормирования

        гликолей приближенно равен 3,2 (его значение может корректироваться по промысловым

        данным для конкретных аппаратов);

        – эмпирический коэффициент, учитывающий увеличение механического уноса от времени наработки конкретного абсорбера (МФА) и зависящий от многих факторов (свойств фильтрующего материала, характеристики загрязнений, технологического режима работы аппарата и др.);

        – время наработки аппарата, мес. (отсчитывается от пуска аппарата после ревизии).

        Таблица 8.1 – Определение номинального фактора скорости F0


         


         

        Тип МФА


         

        Диаметр аппарата, м

        Проектные параметры

        Фактор скорости F0

        производительность, млн м3/сут

        давление, МПа

        ГП-365

        1,2

        5

        7,5

        4,6

        ГП-502

        1,8

        10

        9,0

        3,7

        ГП-778

        1,8

        10

        9,0

        3,7

        ГП-811

        2,0

        10

        12,0

        2,5


         

        Фактор скорости F, кг0,5/(м0,5·с), вычисляют по формуле

        image

        ⋅ ρраб ,


         

        (8.3)

        где – скорость газа в рабочих условиях при расчете на полное сечение абсорбера, м/с;

        ρраб – плотность газа в рабочих условиях, кг/м3. Скорость газа на участке w, м/с, вычисляют по формуле

        ⋅ρ

        г ,

        image

        ρраб ⋅ 0,785 ⋅ D2

        (8.4)

        где Qг – расход газа через абсорбер, тыс. м3/ч;

        ρ0 – плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;

        ρраб – плотность газа в рабочих условиях, кг/м3;

        – диаметр аппарата, м.

        Плотность газа в рабочих условиях ρраб, кг/м3, определяют по формуле

        ρ ⋅ T

        ρраб =

        image

        0 0 ,

        P0 ⋅ z

        (8.5)

        где T0 – нормальная температура, равная 273,15 K;

        р – давление в абсорбере, МПа;

        P0 – нормальное давление, равное 0,101325 МПа;

        – температура в абсорбере, К;

        – коэффициент сжимаемости газа.

        Значения U0 и определяются по результатам обработки статистических данных на промысле.

        Пример

        По данным ИИЦ ООО «Уренгойгазпром» U0 и k: U0 ≈ 2 г/1000 м3 для ГПР-252 и ГПР-502; U0 ≈ 4 г/1000 м3 для ГПР-365; k ≈ 0,15 для ГПР-252, k ≈ 0,2 для ГПР-365 и k ≈ 0,15 для ГПР-502.

      2. Расчет механического уноса гликолей для абсорберов с модернизированной конструкцией массообменной части и аппаратов новой конструкции проводят на основе

исследований их работы и накопленного статистического материала по работе МФА (см. приложение В).

    1. Для расчета потерь гликолей (ДЭГ и ТЭГ) в испаренном виде с осушенным газом g2

      рекомендованы следующие схемы расчета.

      1. Равновесное содержание паров ДЭГ в природном газе WD, г/1000 м3, вычисляют по формуле

        p

         

        s

         

        ⋅ 

        118,54 

        image

        WD 4414,4 ⋅ γD 

        p ⋅ xD exp  R ⋅ β −

        ⎟⎥,

        (8.6)

        ⎣ ⎝ ⎠⎦

        где γD – коэффициент активности ДЭГа в его растворе;

        D

        p– давление насыщенного пара ДЭГа, МПа;

        – давление газа, МПа;

        xD – молярная доля ДЭГа в водном растворе;

        – универсальная газовая постоянная;

        – температура, К.

        D

        Величину ps

        вычисляют по уравнению

        pD 1,3332 10exp 22,91 − 834.


         

        (8.7)

        image

        ⎜ 

        ⎝ ⎠

        Коэффициент β вычисляют по уравнению

        β= −exp(7,80568 0,00816 T).

        Коэффициент активности ДЭГ γD вычисляют по уравнению Ван-Лаара

        (8.8)

        120 

        image

        image

        image

        2

        120 

        ln γD = −

        1+ ⋅ ⎥ .

        (8.9)

        ⎣ 190 1 − D 

        Молярную долю ДЭГ в водном растворе, %, вычисляют по формуле

        xD =


         

        X

         

        D

        мас

        X

         

        D

        image

        мас

        image

        18,015 106,12 ,


         

        (8.10)

        D D D D

        мас 18,015 (100 − xмас106,12

        image

        X мас

        image

        +100 − мас

        106,12 18,015

        мас

         

        где – массовое содержание ДЭГ в водном растворе, %.

      2. Схема расчета потерь ТЭГ с осушенным газом в испаренном виде аналогична приведенной в 8.4.1.

        Равновесное содержание паров TЭГ в природном газе WT, г/1000 м3, вычисляют по

        формуле

        WT 6247,2 ⋅ γ T 

        image

        p

         

         

        T

         

         ⋅ exp ⋅ p

        ⋅ −

         

        β T

        134, 4 

        ⎟⎥,


         

        (8.11)

         

        где γT – коэффициент активности ТЭГа в его растворе;

        x– молярная доля ТЭГа в водном растворе.

        Давление насыщенного пара ТЭГ pT, МПа, вычисляют по уравнению

        s

         

        pT 1,3332 10 exp 23,487 − 9053,5 .


         

        (8.12)

        image

        ⎜ 

        ⎝ ⎠

        Коэффициент βТ вычисляют по уравнению

        βT = −exp(8,0 0,008 T).

        Коэффициент активности ТЭГ γT рассчитывают по формуле

        T

         

        γ 2, 3 .

        2


         

        (8.13)


         

        (8.14)

        ⎛ X

        0,0287 ⋅ T

        0,111 T

        image

        ⎜ ⎟

        ⎝ 1− 

        Молярную долю ТЭГ в водном растворе xT, %, вычисляют по формуле

        xT =


         

        X

         

        T

        мас


         

        X

         

        T

        image

        мас

        image

        18,015 150,18 ,


         

        (8.15)

        T T T T

        мас 18,015 (100 − мас150,18

        image

        X мас

        image

        +100 − мас


         

        мас

         

        где XT

        150,18 18,015


         

        – массовое содержание ТЭГ в водном растворе, %.

        Примечание – Для более точного расчета коэффициентов активности ДЭГ и ТЭГ в водных растворах можно использовать методику, приведенную в публикации [14].

      3. Погрешность методик потерь гликолей в испаренном виде в рабочем диапазоне

        давлений от 3 до 8 МПа и температур от 5 до 40 °С не превышает 20 %.

      4. Исходными данными для расчета потерь гликолей в испаренном виде являются:

        р – давление в абсорбере, МПа;

        Т – температура контакта в абсорбере, К;

        Xp – концентрация подаваемого в абсорбер регенерированного гликоля, % масс.

      5. Термобарические условия в абсорбере на одной установке осушки газа на разных технологических нитках приблизительно одинаковы. Поэтому дальнейшей детализации расчетных потерь гликоля в испаренном виде не требуется.

        Примечание – Для целей нормирования потерь ДЭГ и ТЭГ необходимо прогнозировать тер-

        мобарические параметры абсорберов по месяцам на год вперед. Среднемесячные давление и температура в абсорберах – хорошо прогнозируемые величины. Прогноз следует проводить экспертным путем с использованием как фактических данных по предшествующему периоду, так и с учетом прогнозных термодинамических расчетов систем сбора газа УКПГ.

      6. Для целей нормирования потерь ДЭГ (ТЭГ) при расчете его потерь в испаренном виде принимают концентрацию уносимого ДЭГ (ТЭГ) равной концентрации регенерированного гликоля за вычетом 0,5 % масс.

      7. Приведенная в 8.4.1–8.4.5 схема расчета может использоваться при компьютерных расчетах. Допустимо (см. рисунок 8.1) использование номограммы равновесного содержания паров гликоля для ДЭГ, приведенной в публикации [15].

8.5 Потери гликоля с дистиллятом десорбера g3 в общем случае складываются из потерь гликоля в водном и углеводородном слоях (например, при наличии в газе небольшого коли-

чества углеводородного конденсата). Потерями гликоля в углеводородном слое в большинстве случаев пренебрегают. Потери в водном слое g3, г/1000 м3, вычисляют по формуле

X дист Gдист

g=

image

,

100 ⋅ Qг

(8.16)

где Xдист – концентрация гликоля в дистилляте, % масс.;

Gдист – количество дистиллята, кг/ч;

Qг – расход газа по УКПГ, млн м3/ч.

Примечание – При расчете по формуле (8.16) необходимо учитывать как равновесное влагосодержание сырого газа, так и выносимую в абсорбер с потоком газа после входного сепаратора капель-

ную влагу (обычно от 5 до 20÷30 г/1000 м3). При отсутствии информации по уносу капельной влаги из

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

входного сепаратора для целей нормирования допустимо использование величины уноса 20 г/1000 м3.


 


 

image


 

image

Рисунок 8.1 – Растворимость ДЭГ (концентрации 99 % масс.) в природном газе

      1. Концентрацию гликоля в дистилляте Xдист определяют как расчетным путем, так и экспериментально. Для лабораторных определений рекомендован метод окисления глико-

        ля бихроматом калия в присутствии серной кислоты, приведенный в публикации [3].

      2. Расчетная методика определения концентрации гликоля в дистилляте основана на допущении соответствия состава дистиллята при полной конденсации паров составу пара в верхней части десорбера. Молярный состав равновесного пара yгл с достаточной степенью точности рассчитывают по закону Дальтона

        image

        p

         

        гл

         

        pгл =

        верх

        image

        p

         

        гл

         

        ,

         

        0 (1 − xв )⋅ γгл

        pверх


         

        (8.17)


         

        где pгл – парциальное давление паров гликоля в верхней части десорбера, кПа;

        pверх – давление в верхней части абсорбера, кПа;

        p0

         

        гл – давление насыщенного пара гликоля при температуре верха десорбера, кПа;

        xв – молярная доля воды в водном растворе гликоля;

        γгл – коэффициент активности гликоля в водном растворе.

        Молярный состав гликоля пересчитывают в массовую концентрацию по формуле (8.7).

      3. Поскольку термобарический режим работы установок регенерации поддерживается в достаточно узком диапазоне параметров, то для нормирования гликоля практически достаточно использовать усредненные промысловые значения Xдист.

      4. При нормировании потерь гликоля с дистиллятом детализации потерь по технологическим ниткам, а также по месяцам не требуется, т.к. система регенерации гликоля на УКПГ единая.

Примечание – Следует разделять потери гликоля с дистиллятом на «летние» и «зимние» из-

за различных требований ОСТ 51.40 по точке росы осушенного газа на эти периоды и, соответственно, различных режимов работы системы регенерации гликоля.

    1. Потери гликоля с газом дегазации из выветривателя g4 складываются из потерь

      г м г м

      растворенного в паровой фазе гликоля g4 и из его механического уноса g4 , т.е. g4 g4 g4 .

      4

       

      1. Потери гликоля в паровой фазе определяют по фазовому равновесию исходя из данных по давлению, температуре, концентрации гликоля и количества газа дегазации. Расчет ведется по 8.4. Как показывают практические расчеты, величина г незначительна, и ею можно в большинстве случаев пренебречь.

        м

      2. Величину g4

м

оценивают статистическим путем. Для целей нормирования можно

3

принять g4 не более 0,2 г/1000 м .

    1. Потери за счет термического разложения в системе регенерации g5 определяют исходя из лабораторных анализов смолистых веществ в ДЭГ. Метод состоит в разгонке ~1 л

      гликоля в атмосфере инертного газа и определении количества осадка. Модельные расчеты образования смолистых веществ и их осаждения на фильтрах в системе регенерации показывают, что их величина достигает 0,2 г/1000 м3. Поэтому для нормирования потерь гликоля

      можно ориентировочно принять g5 не более 0,2 г/1000 м3.

      Потери от термического разложения g5, г/1000 м3, вычисляют по формуле

      qсмол  GДЭГ  kцирк

      g5 =

      100

      image

      ,

       Qплан

      (8.18)

      где qсмол – количество смолистых веществ в ДЭГ, % масс.;

      GДЭГ – активная масса ДЭГ, циркулирующая в системе (УКПГ), т;

      kцирк – кратность циркуляции ДЭГ;

      Qплан – планируемая добыча газа в год, млрд м3.

    2. Потери гликоля g6 могут быть вызваны утечками в коммуникациях, производством

      ремонтных работ, а также возникнуть при периодических чистках емкостей, сепараторов, при ежегодной промывке системы регенерации. Кроме того, дополнительные потери гликоля могут проявляться при пусконаладочных работах и выводе установки на стабильный технологический режим после плановых остановок УКПГ на ремонт и ревизию аппаратов. Эти поте-

      ри g6, г/1000 м3, оценивают статистическим путем на основе анализа и обобщения данных за

      предыдущие годы или вычисляют по формуле

      g6 =

      image

      qрем Qплан


       

      , г /1000 м3,


       

      (8.19)

      где qрем – потери при ремонтах, реконструкции и модернизации технологического обору-

      дования, аппаратов, емкостей и насосов, которые определяются количеством плановых работ (согласно графикам ППР и планам модернизации оборудования) и потерями ДЭГ на одну операцию (по опыту прошлых лет), т/год;

      Qплан – планируемая добыча газа по УКПГ, млрд м3.

      Величина потерь гликоля по этой статье находится в пределах от 0,1 до 0,4 г/1000 м3 осушенного газа.

    3. Потери гликоля при транспортировке и перекачке g7 определяют статистическим

      путем посредством обобщения массива фактических данных. Потери при транспортировке определяются (мертвым) остатком в цистерне и пленкой гликоля на стенках цистерны. Максимально допустимые потери при транспортировке и перекачке из автоцистерн не должны превышать 20 кг на 1 т гликоля (поступающего на промысел).

    4. Пример расчета норм потерь гликоля приведен в приложении В.

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Инженерные методы расчета условий гидратообразования


 

А.1 Графический метод определения условий гидратообразования природных газов, содержащих кислые компоненты

А.1.1 Графический метод определения условий гидратообразования природных газов

различного состава, содержащих до 50 % H2S в области давлений 0,5–30 МПа, разработан Бейли и Вишертом и приведен в виде номограммы на рисунке А.1.

А.1.2 Равновесные условия гидратообразования (температура гидратообразования при заданном давлении) с помощью номограммы на рисунке А.1 определяют следующим образом.

А.1.2.1 Вычисляют относительную плотность ρ данной газовой смеси по ее компонент-

ному составу. Например, для сеноманских газов месторождений Западной Сибири относи-

тельную плотность можно принять равной 0,6.

А.1.2.2 По правой части номограммы с использованием относительной плотности ρ

находят заданное давление и, двигаясь вправо, доходят до пересечения с линией фактической

концентрации Н2S. Затем из этой точки опускаются вниз до пересечения с линией относительной плотности. Далее опускаются вниз вдоль косых линий до пересечения с осью температур и получают предварительное значение температуры гидратообразования.

А.1.2.3 Определяют температурную поправку на содержание С3 по правой части номограммы. На шкале концентраций Н2S находят заданную концентрацию, двигаются вправо до пересечения с линией концентраций С3 и опускаются вниз до линий заданного давления. На температурной шкале находят температурную поправку.

А.1.2.4 Определяют температуру гидратообразования путем сложения температуры, полученной на 2-м шаге, и поправки к ней, полученной на 3-м шаге.

А.1.3 В графическом методе в явном виде не учитывается наличие в составе природного газа следующих гидратообразующих компонентов: этана, диоксида углерода и изобутана. Для учета в составе природного газа изобутана следует относить его содержание к «пропану» с весовым множителем 1,7 (т.е. задавать «эффективное объемное содержание пропана», равное сумме содержаний пропана и изобутана, умноженной на 1,7). Содержание диоксида углерода и этана в газовой фазе в графическом методе учитывается косвенно за счет влияния на относительную плотность газовой смеси.

Погрешность графического метода Бейли-Вишерта по температуре гидратообразова-

ния (при заданном давлении) составляет ±1,5 °C для практически интересных составов газа.


 


 

image

image

image

image

image

Рисунок А.1 – Номограмма Бейли и Вишерта для определения термобарических параметров гидратообразования многокомпонентных газовых смесей (равновесие «газ – вода – гидрат»)


 

А.2 Аналитические методы

А.2.1 Для предварительных оценок используют упрощенную методику расчета условий

гидратообразования нефтяных и природных газов с относительной плотностью ρ.

Давление гидратообразования (равновесие «газ – вода – гидрат») p, 10-1 МПа, вычи-

сляют по формуле

г

 

lg =β + α⋅(tг 2 ),

где β и – коэффициенты, определяемые по таблице А.1;

α – параметр, равный 0,035;

tг – температура гидратообразования, °С.


 

(А.1)

А.2.2 Методика инженерного расчета равновесных параметров гидратообразования

многокомпонентных газовых смесей ВНИИГАЗа (трехфазные равновесия «газ – вода – гидрат» и «газ – лед – гидрат»).

Таблица А.1 – Значения коэффициентов и β для определения давления

гидратообразования по формуле (A.1)


 

ρ

k

β

0,60

0,005

1,00

0,65

0,006

0,90

0,70

0,0075

0,82

0,75

0,0087

0,76

0,80

0,0100

0,70

0,85

0,0114

0,66

0,90

0,0128

0,61

0,95

0,0144

0,57

1,00

0,016

0,54


 

Природные газы газоконденсатных месторождений и попутные нефтяные газы образуют гидраты кубической структуры II. Структура I характерна для метановых газов с суммарным содержанием пропана и изобутана не более 0,4 % мол. Для определения типа структуры (при возникающих затруднениях) расчет проводят для обеих структур: реализуется та газогидратная структура, давление гидратообразования которой ниже.

А.2.2.1 На первом этапе расчета вычисляют итерационно по формулам (А.2), (А.3) рав-

новесные давления гидратообразования pсм при двух заданных температурах. В качестве нулевого приближения задают значения pсм, вычисленные по методу А.1 или А.2.1.

Для трехфазных равновесий газовых гидратов кубической структуры I давление гидратообразования pсм, МПа, вычисляют по уравнению

1

image

⎡ ⎛ ⎞  1

image

1 αi yi  pсм ⎥ ⎡ ⎤ ,

(А.2)

j

 

⎣ ⎝ i

⎠ 

y

 

см I

⎣ j

pj 

где yi – молярное содержание i-го компонента в газовой фазе (заданное на «безводной»

основе);

  1. I

    aij – параметры, значения которых приведены в таблице А.2.

    Для трехфазных равновесий газовых гидратов кубической структуры II давление гидратообразования pсм, МПа, вычисляют по уравнению

    ⎡ ⎛ II 

    2

    ⎤ 1

    1 αi

    yi  pсм ⎥ ⎡ ⎤ ,

    (А.3)

    ⎣ ⎝ i

    j

     

    ⎠ 

    y

     

    см II

    ⎣ j

    p

  2. II

где ai j – параметры, значения которых приведены в таблице А.3.

Параметры для температур ниже 273 К относятся к равновесию «газ – лед – гидрат», а для температур выше 273 К – к равновесию «газ – вода – гидрат».

Таблица А.2 – Параметры зависимости (А.2) для гидратов кубической структуры I


 


 

Температура, К

Параметры (в числителе aI, в знаменателе рI)

i j

CH4

C2H6

CO2

H2S

N2

C3H6

243,15

12,8/2,26

0/0,11

11/0,46

350/0,053

1,9/17,1

268,5

3,73/4,53

0/0,39

2,8/1,34

62,2/0,139

0,8/36,2

0/0,059

273,15

3,03/5,03

0/0,51

2,2/1,89

45,7/0,166

0,7/43

0/0,072

283,15

2,03/17,2

0/1,7

1,39/8,76

25,5/0,57

0,4/137,3

0/0,255


 

Таблица А.3 – Параметры зависимости (А.3) для гидратов кубической структуры II


 


 

Температура, К

Параметры (в числителе aII, в знаменателе рII )

i j

CH4

C2H6

C3H8

i-C4H10

n-C4H10

CO2

H2S

N2

243,15

0,85/97,3

0/0,524

0/0,0375

0/0,0194

0/0,22

6,74/5,65

350/6,2

1,89/759

268,15

2,87/173

0/1,55

0/0,1365

0/0,0854

0/0,97

1,81/14,37

62,3/8,4

0,8/1575

273,15

2,5/231

0/2,3

0/0,176

0/0,113

0/1,6

1,4/26,3

46,1/10,47

0,67/2323


 

А.2.2.1 Параметры a(или a1b1) по найденным значениям давления гидратообразования pсм (вместо подставляют найденные значения pсм) вычисляют по зависимостям

image

ln =− a b

T


 

или


 

где Т – температура, К.

ln ⋅ = −

image

a1 ,

1

А.2.2.2 По полученным формулам равновесное давление вычисляют при любой температуре (в интересующем диапазоне температур). Погрешность аналитического метода ВНИИГАЗа

по температуре гидратообразования (при давлениях ниже 12 МПа) составляет ±1,0 °C.

Примеры

Условия гидратообразования газов сеноманских залежей месторождений Западной Сибири (состав газа приведен в таблице А.4) приведены на рисунках А.2, А.3.

Примечание – Вариации составов сеноманских газов не влияют на условия гидратообразования.

Равновесные условия гидратообразования газа сеноманских залежей месторождений Западной Сибири аналитически выражаются формулой (7.5).

Условия гидратообразования природного газа газоконденсатной залежи (состав газа приведен в таблице А.5) приведены на рисунке А.4.

image

image

image

image

image

Таблица А.4 – Состав газа сеноманских залежей месторождений Западной Сибири


 

Компонент

Состав, % мол.

2

0,20

N2

1,00

CH4

98,50

Ar

0,02

С3+

Следы


 


 

       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       

image image

image image image image


 

image

Рисунок А.2 – Равновесные условия гидратообразования газа сеноманских залежей месторождений Западной Сибири

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

Рисунок А.3 – Равновесные условия гидратообразования газа сеноманских залежей газовых месторождений

в полулогарифмических координатах


 

Таблица А.5 – Состав природного газа газоконденсатной залежи


 

Компонент

% масс.

% мол.

CH4

87,34

93,500

C2H6

4,13

2,400

C3H8

1,93

0,750

i-C4H10

0,38

0,110

n-C4H10

0,77

0,230

i-C5H12

0,34

0,081

n-C5H12

0,31

0,074

C6+

0,51

0,102

N2

4,18

2,561

O2

0,52

0,290


 

image image


 


 

image image image


 

image image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

         
         
         
         
         
         
         

 

Рисунок А.4 – Условия гидратообразования природного газа газоконденсатной залежи


 

Условия гидратообразования природного газа газоконденсатной залежи описываются следующей формулой:

image

ln( p= −2109,476 81124,91 323,101 ln(T),

T

(А.5)


 

где – давление, МПа;

– температура, К.

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Пример расчета норм расхода метанола


 

Б.1 Нормирование расхода метанола при добыче и подготовке газа без использования метода низкотемпературной сепарации

Б.1.1 Постановка задачи

Добыча и подготовка газа сеноманской залежи осуществляется установкой комплексной подготовки газа (условная УКПГ), эксплуатирующей 5 скважин. Параметры работы сква-

жин указаны в таблице Б.1. Приняты: пластовая температура Tпл = 304 К (31 °С), пластовое

давление рпл = 11 МПа.


 

Таблица Б.1 – Параметры работы скважин


 

№ шлейфа скв.

Температура в конце шлейфа (на входе в УКПГ), К

Давление в конце шлейфа (на входе в УКПГ), МПа

Добыча газа, 1000 м3/месяц

1

278

7,5

9 000

2

274

7,3

7 000

3

273

7,2

10 000

4

276

7,4

8 500

5

277

7,7

11 000


 

Суммарная добыча газа по УКПГ – 45 500 тыс. м3/мес.

В скважинах месторождения реализуются условия выноса конденсационной воды. Поэтому за точку 1 выбирают пластовые условия, «защищаемая» точка 2 находится в конце шлейфа (перед входом в УКПГ).

Примечание – Следует отметить, что в методической литературе при подобном расчете часто

некорректно принимают для точки 1 термодинамические условия на устье скважины, а не пластовые условия (формально это допустимо, но тогда надо дополнительно рассчитать величину G1 на устье скважины с учетом сконденсировавшейся воды в стволе скважины).

Вынос скважинами пластовой воды отсутствует, т.е. G1 = 0. Газ сеноманских залежей – практически чистый метан. Условия гидратообразования определяются формулой (по условиям гидратообразования метана)


 

Б.1.2 Расчет

image

ln( p31,5582 − 8360,19 .

T

Детальный расчет расхода метанола проводится на примере скважины № 1. Температу-


 

ра гидратообразования составляет Тг ≈ 283 К при давлении рг = 7,5 МПа. Следовательно, требуемое снижение температуры гидратообразования составит ΔТ Тг – T2 = 283 – 278 = 5 К.

Определяют необходимую концентрацию X2 насыщенного метанола в конце шлейфа.

Расчет проводят по зависимостям (7.6), (7.7), подставляя X2 вместо X:

= − ⋅ ln

100 − ;

image

⎝ ⎠

 

 100 − 0,4378 ⋅ 

81− 0,22⋅ 0,005⋅ (7,5 − 7,5) 81− 0,22⋅ X.

После преобразований получают трансцендентное уравнение, которое решают любым

математическим способом (например, методом последовательных приближений):

2