- •Газовые гидраты. Технологии воздействия на нетрадиционные углеводороды.
- •1. Географо-генетическая классификация газогидратных залежей
- •2. Геология месторождений природных газогидратов
- •Предисловие
- •Введение
- •1. Географо-генетическая классификация газогидратных залежей
- •1.1. Субаквальные газогидратные залежи
- •1.2. Континентальные “стабильные” газогидратные залежи
- •1.3 Континентальные “метастабильные” гидратные залежи
- •2. Геология месторождений природных газогидратов
- •2.1. Геология месторождений газовых гидратов Охотского моря
- •2.2. Геология месторождений газовых гидратов озера Байкал
- •2.2.1. Анализ керна приповерхностных осадков Южного Байкала
- •2.2.2. Анализ главных ионов воды, образовавшийся при разложении байкальских газовых гидратов
- •3. Субаквальные газогидратные залежи
- •3.1. Типизация субаквальных газогидратных залежей
- •3.2. Возможные механизмы формирования химического состава катагенного гидратного газа
- •3.3. Субаквальные газогидратные залежи как индикатор более глубоких залежей нефти и газа
- •4. Газовые гидраты Охотского моря
- •4.1. Газовые гидраты Охотского моря: закономерности формирования и распространения
- •4.2. Термобарические параметры и запасы газовых гидратов Охотского моря
- •5. Газовые гидраты озера Байкал
- •5.1. Гидраты метана в поверхностном слое глубоководных осадков озера Байкал
- •5.2. Новые находки газовых гидратов в донных осадках озера Байкал
- •5.3. Метан бактериального и термогенного происхождения, полученный при разложении газовых гидратов
- •5.4. Определение теплопроводности гидратосодержащих осадков озера Байкал
- •6. Анализ возможных технологий разработки газогидратных залежей
- •6.1. Метод понижения давления, используемый для вывоза притока газа из гидратногопласта
- •6.2. Метод теплового воздействия на газогидратную залежь
- •6.2.1. Практика разработки Мессояхского месторождения газовых гидратов
- •6.2.2. Тепловое воздействие на газогидратную залежь через забой скважины
- •6.2.3. Тепловое воздействие на газогидратную залежь через подошву пласта
- •6.2.4. Совместная разработка залежи высоковязной нефти и гидратных отложений тепловым воздействием
- •6.3. Моделирование добычи газа из гидратов методами понижения давления, нагрева гидратосодержащих пород и комбинированным методом
- •6.4. Методика расчета показателей эксплуатации газогидратных залежей
- •7. Разработка технологий теплового воздействия на газовые гидраты месторождения Маллик (Канада)
- •7.1. Схема разработки месторождения вертикальными скважинами
- •7.2. Нетрадиционная термическая технология добычи трудноизвлекаемых тяжелых нефтей
- •7.3. Принципиальная схема термического метода разработки газогидратной залежи через скважину с веерными горизонтальными окончаниями
- •7.4. Физическая модель термической технологии разработки газогидратной залежи
- •8. Распределение температуры вдоль скважины при закачке горячего теплоносителя с целью теплового воздействия на газогидратную залежь
- •8.1. Приближенное аналитическое решение задачи определения температуры движущейся по скважине смеси и скорости разложения газовых гидратов
- •8.2. Численный расчет распределения температуры и давления вдоль скважины. Определение дебита метана
- •9. Методы добычи, подготовки и транспортировки гидратного газа из морских газогидратных залежей
- •9.1. Тепловой метод добычи газогидратов
- •9.2. Депрессионный метод добычи газогидратов
- •9.3. Ингибиторный метод добычи газогидратов
- •9.4. Технологические схемы подготовки и транспорта газогидратов газа
- •10. Образование техногенных газовых гидратов в системах трубопроводов в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, транспорте и хранении углеводородов
- •10.1. Методы предупреждения образования гидратов углеводородов
- •10.2. Контроль за воздействием на окружающую среду пхг в каменной соли
- •Кинетика и морфология первичных кристаллов газовых гидратов
- •11.1. Первичное образование газогидратов
- •11.2. Форма монокристаллов при вторичном образовании газогидратов
- •11.3. О цвете первичных микрокристаллов газогидратов
- •11.4. К вопросу образования газовых пузырей
- •12. Исследование гидратообразования в пористой среде
- •12.1. Методика экспериментального определения условий образования гидратов
- •12.2. Анализ результатов исследования
- •13. Предупреждение гидратообразования в условиях нефтяных и газовых месторождений и хранения углеводородов
- •13.1 Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа Заполярного месторождения
- •13.2. Технологические потери метанола
- •13.3. Ингибиторосберегающие способы отбора пхг в каменной соли
- •14. Равновесное условие разложения газовых гидратов, диспергированных в мезопористых средах
- •14.1. Влияние размера пор среды на термодинамические условия разложения газовых гидратов
- •14.2. Структура и размеры пор нанопористых материалов (мезопористых мезофаз)
- •14.3.Анализ результатов образования кристаллов гидрата в пористом пространстве
- •15. Превентивные методы борьбы с гидратообразованием в трубопроводах
- •15.1. Определение интенсивности нарастания газогидратных отложений на стенках трубопровода
- •15.2. Расчет образования гидратных отложений
- •15.3. Способы устранения гидратообразований
- •16. Эффект самоконсервации газовых гидратов
- •16.1. Газогидратные технологии хранения и транспорта природного газа
- •17. Экономическая оценка рентабельности добычи газа из газовых гидратов
- •Заключение
- •Список литературы
13.2. Технологические потери метанола
Технологические потери метанола обусловлены, главным образом, двумя факторами.
Во-первых, как уже отмечалось выше, проектом не было предусмотрено наличие конденсата в добываемом флюиде. Однако уже в начальный период эксплуатации установок было отмечено выделение конденсата в сепараторах первой степени. При этом наблюдалось образование эмульсии ВМР - конденсат. Ранее специалистами УНИПРа ООО «Ямбурггаздобыча» были проведены лабораторные исследования особенностей существования и разложения этой эмульсии при массовом содержании метанола 10-10 % в диапазоне температуры -20…30 . Например, при массовой доле метанола в ВМР 30 % температуре 10 и ниже в системе ВМР – сеноманский конденсат наблюдается образование стойкой эмульсии: она практически не разрушается за характерное время порядка 1 сут. С ростом температуры выше 10 слой эмульсии сокращается, но не исчезает, чем выше температура – тем меньше слой эмульсии. Но даже при температуре 30 визуально наблюдается присутствие остаточной эмульсии (эксперимент проводился в течение 8 ч.). Исследование ВМР в разделителе Р-1 УКПГ-1C (при температуре 0-10 ) в течение 24 ч показало, что эмульсия и за этот период не разрушается. Образовавшаяся устойчивая эмульсия ВМР - конденсат может способствовать повышенному аэрозольному уносу BMP и конденсата с первой ступени сепарации. Более того, наличие аэрозольного конденсата в осушаемом газе не способствует эффективности массообмена (т.е. извлечению влаги и метанола РДЭГ) в насадочных абсорберах. На практике эту проблему на УКПГ-1С частично решили с помощью нагрева эмульсии до 30 С в промежуточной разделительной емкости. В промысловом эксперименте на УКПГ- 1С удалось разрушить эмульсию полностью с помощью добавки в систему BMP - конденсат деэмульгатора «ФЛЭК» в количестве 100 г на 1 т BMP.
Вторым аспектом проблемы является высокая летучесть метанола. Для осушки газа на Заполярном месторождении в настоящее время имеются весьма благоприятные условия: низкая температура и высокое давление контакта. Требования отраслевого стандарта соблюдаются. Однако в осушаемом газе присутствует значительное количество метанола, существенно превышающее влагосодержание газа. Об этом свидетельствует массовое содержание метанола в рефлюксе (на УКПГ 60-63 %, для сравнения на УКПГ-1С массовая доля в начальный период эксплуатации доходила до 82 %), т. е. РДЭГ в абсорбере извлекает частично и пары метанола из газа. Указанные обстоятельства определяют необходимость нахождений оптимального режима работы абсорберов и блока регенерации гликоля с точки зрения максимально возможного извлечения паров метанола. Поэтому нами были предприняты расчетные исследования по этому вопросу.
Особенностями технологии осушки газа на УКПГ Заполярного месторождения являются: низкая температура контакта, находящаяся в диапазоне 1-4 , высокое давление контакта в абсорбере (-8 МПа), низкий удельный расход РДЭГ, работа блока регенерации при атмосферном давлении, наличие значительного количества метанола в осушаемом газе. В связи с этим регенерированный абсорбент (в нашем случае РДЭГ) не только осушает газ, но и до некоторой степени извлекает пары метанола из газа.
Проведем анализ возможности увеличения извлечения именно метанола из газа за счет увеличения удельного расхода РДЭГ и уменьшения в регенерированном абсорбенте РДЭГ остаточного содержания метанола (проведено оценочное моделирование перехода с атмосферной регенерации гликоля на вакуумную регенерацию). Расчет проводили при температуре газа в абсорбере 2 С и давлении газа 7,7-7,9 МПа на линии входной сепаратор - абсорбер. Для заданного термобарического режима рассчитывали процессы осушки и извлечения паров метанола из сырого газа в абсорбере. При этом массообмен в аппарате моделировался одной или двумя теоретическими ступенями контакта. Интегральные показатели процесса: точка росы газа по жидкой водной фазе (в нашем случае речь идет о точке росы по водометанольному раствору - ТТР по BMP) и остаточное метанолосодержание газа, подготовленного к дальнему транспорту. Усредненный массовый состав (%) РДЭГ, подаваемого в абсорбер, принят следующим: РДЭГ - 95,75, метанол - 0,75, вода - 3,5.
Массовая доля насыщенного метанола во входном сепараторе С-1 задавалась равной 25 %. Этот вариант отвечает текущим усредненным промысловым условиям.
При увеличении расхода РДЭГ c 2,5 до 15 кг/1000 м3 потери метанола в паровом виде с осушенным газом даже при моделировании абсорбера одной теоретической ступени контакта сокращаются практически в два раза (рис.13.4). Соответствующее изменение точки росы этом показано на рис. 13.5. Были также проведены технологические расчеты и для других вариантов.
Проведенные расчеты показывают возможности оптимизации параметров работы установок осушки для доизвлечения метанола из газа РДЭГ. Проведенные летом 2005 г. на УКПГ-ЗС промысловые испытания показали технологическую возможность и перспективность указ технического решения.
По результатам проведенного анализа работы УКПГ Заполярного место сделаны практические выводы рекомендации, направленные на сокращение расхода метанола и повышение эффективности работы установок осушки газа.