Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

На правах рукописи

25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

кандидата технических наук

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Донских Борис Дмитриевич

Москва - 2011



Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -Газпром ВНИИГАЗ» и Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор химических наук, профессор Истомин Владимир Александрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук Гужов Николай Александрович

кандидат технических наук Касперович Александр Геннадьевич

Ведущая организация: ООО «Газпром добыча Надым»

Защита диссертации состоится 2011 г. в 13 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного при ООО «Газпром ВНИИГАЗ», по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н. Н.Н. Соловьев



ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В настоящее время многие газовые и газоконденсатные месторождения России вступили в стадию падающей добычи, что усложнило промысловую подготовку газа, особенно в части обеспечения показателей качества. Для соблюдения нормативных требований к качеству природного газа, поставляемого в магистральные газопроводы, необходимо совершенствование расчетно-технологических и измерительных методов исследования эффективности работы технологических аппаратов осушки газа. Для уточнения термодинамических методов расчета влагосодержания и температуры точки росы по водным фазам (жидкой воде, льду, водометанольному раствору и гидрату) требуются дополнительные экспериментальные исследования фазовых равновесий в системе «природный газ - вода - метанол». С целью совершенствования инструментальных методов требуется доработка систем пробоподготовки и алгоритмов измерения технологических параметров. Повышение точности расчетно-технологического моделирования и измерения технологических параметров позволяет оптимизировать капитальные вложения и эксплуатационные затраты при подготовке природного газа. Поэтому разработка и усовершенствование методов определения технологических параметров аппаратов осушки природного газа является актуальной темой исследований.

Цель работы

Совершенствование методов определения технологических параметров аппаратов осушки природного газа: точки росы газа по водным фазам и его влагосодержания, а также массовой доли воды в абсорбентах.

Основные задачи исследований:

1. Провести анализ приборного парка и методов определения технологических параметров, характеризующих процесс осушки природного газа. Выявить источники погрешности и предложить способы совершенствования изученных методов.

2. Выполнить сравнительные промысловые и лабораторные исследования методов определения технологических параметров, характеризующих процесс осушки природного газа и уточнить границы их применимости.

3. Разработать установку и методику экспериментального изучения кинетики и термодинамики конденсации паров воды из природного газа на зеркале конденсационного визуального гигрометра.

4. Провести эксперименты и получить уточненные термодинамические корреляции для расчёта влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам при наличии в природном газе паров метанола.

5. Обосновать необходимость применения контрольного метода определения температуры точки росы природного газа по водным фазам и осуществить выбор контрольного метода.

6. Разработать оперативный метод определения массовой доли воды в абсорбентах, используемых для осушки природного газа.

7. Создать расчетно-методические основы комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки природного газа с применением усовершенствованных методов определения технологических параметров.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения лабораторных и промысловых экспериментов с применением физико-химических и аналитических методов. Использованы методы прикладной термодинамики для расчета фазовых равновесий в системе «природный газ - вода - метанол», а также моделирование технологических процессов с привлечением современных программных продуктов. Промысловые исследования выполнены на предприятиях газовой промышленности России с использованием систем пробоотбора и средств измерения, применяемых в организациях ОАО «Газпром». осушка природный газ термодинамика

Научная новизна работы

Создана установка для экспериментального исследования термодинамики и кинетики конденсации паров воды из природного газа. Впервые разработана методика экспериментальных исследований, основанная на визуализации процессов конденсации из природного газа водных фаз на охлаждаемой поверхности конденсационного гигрометра.

Получены новые экспериментальные данные по равновесным влагосодержанию и метанолосодержанию природного газа при температурах от минус 20,0 С до 20,0 С и давлениях до 7,0 МПа.

Выявлены закономерности кинетики конденсации паров воды в системе «природный газ - вода» при температурах от минус 20,0 С до 20,0С и давлениях до 7,0 МПа. Получены эмпирические зависимости скорости конденсации паров воды от температуры и давления.

Разработаны научно-методические основы контрольного измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам.

Основные защищаемые положения:

1. Методика экспериментальных исследований термодинамики и кинетики конденсации жидкой воды, льда, водометанольного раствора и гидрата природного газа на охлаждаемой поверхности гигрометра, позволяющая визуализировать процессы конденсации водных фаз.

2. Уточненные термодинамические корреляции для определения влагосодержания природного газа равновесного с различными водными фазами при температурах от минус 40,0 С до 20,0 С и давлениях до 10,0 МПа на основе полученных экспериментальных данных.

3. Контрольный метод измерения температуры точки росы газа по водным фазам с использованием визуального конденсационного прибора, обеспечивающий достоверную идентификацию конденсирующейся фазы.

4. Метод определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки природного газа с использованием конденсационного гигрометра, позволяющий проводить измерения в промысловых условиях.

Практическая ценность работы

Разработанная методика проведения контрольного измерения температуры точки росы газа по воде включена в национальный стандарт ГОСТ Р 53763-2009 «Газ горючий природный. Определение температуры точки росы по воде».

Методика определения влажности абсорбентов для осушки природного газа с применением автоматических конденсационных приборов аттестована ФГУП «ВНИИМС» и подтверждена свидетельством № 65-08. Методика утверждена и применяется при обследовании аппаратов осушки газа специалистами ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым».

Разработанные в диссертации методы определения технологических показателей эффективности работы аппаратов осушки нашли применение при проведении обследований УКПГ северных месторождений ОАО «Газпром», в том числе Медвежьего, Ямсовейского, Юбилейного, Ямбургского, Уренгойского.

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. IV научно-практической конференции в ООО «Надымгазпром», г. Надым, 16_19 марта 2005 г.

2. Седьмой всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 25_28 сентября 2007 г.

3. Научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

4. Семинарах и секциях ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Публикации

Основные результаты выполненных исследований опубликованы в 9 печатных изданиях, в т.ч. 3 в журналах, входящих в Перечень ВАК РФ.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 135 наименований. Работа изложена на 144 страницах, содержит 55 рисунков, 29 таблиц и 2 приложения.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.х.н., профессору В.А. Истомину. Автор также благодарит за ценные замечания, помощь и поддержку при написании диссертации К.С. Басниева, Ю.Н. Васильева, К.М. Давлетова, К.И. Джафарова, С.И. Долгаева, В.Г. Квона, А.В. Елистратова, М.В. Елистратова, А.И. Ермолаева, С.В. Крашенникова, А.В. Козлова, Б.Е. Сомова, В.Т. Крушневича, А.Н. Кубанова, А.А. Макинского, Н.Н. Соловьева, С.А. Степанова.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность тематики работы, сформулирована её цель, перечислены основные задачи исследований, отмечены научная новизна и практическая значимость результатов исследований, приведены сведения о промышленном внедрении и апробации результатов работы.

В 1 главе представлен анализ технологических показателей, существенных при обследовании аппаратов осушки природного газа (см. таблицу 1): точки росы газа по водным фазам, влагосодержания природного газа, а также массовой доли воды в абсорбенте для осушки газа.

Проведен анализ источников погрешности при исследовании эффективности работы абсорбционных аппаратов осушки природного газа. Выполнена оценка вклада в общую погрешность определения массообменной эффективности аппарата осушки, погрешностей определения влагосодержания (точки росы по водным фазам) природного газа на входе и выходе аппарата осушки, а также массовой доли воды в насыщенном и регенерированном абсорбентах.

Таблица 1 - Технологические параметры, характерные для исследований эффективности работы различных установок подготовки природного газа

Технологический процесс подготовки газа	Измеряемые параметры до процесса подготовки	Измеряемые параметры после процесса подготовки
Адсорбционная осушка	Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос жидкости из сепаратора	Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос адсорбента
Абсорбционная осушка	Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос жидкости из сепаратора, масс. доля воды в абсорбенте	Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос абсорбента, масс. доля воды в абсорбенте
Низкотемпературная сепарация	Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос жидкости из сепаратора, концентрация водометанольного раствора (далее - ВМР)	Точки росы по водным фазам и углеводородам, влагосодержание, унос углеводородов, унос ВМР, концентрация ВМР

Далее рассмотрено влияние типа процесса подготовки газа на точность приборов и методов измерения точки росы по водным фазам (жидкой воде, льду, гидратам, ВМР, далее - ТТРв) и влагосодержания (далее - ВС) природного газа. Приведена характеристика основных способов промысловой подготовки природного газа к транспорту с точки зрения наличия в газе технологических и естественных примесей, затрудняющих корректное измерение ТТРв и ВС (см. таблицу 2).

Таблица 2 - Характеристика процессов подготовки природного газа по количеству капельных и парообразных примесей

Технологический процесс подготовки газа	Капельные и парообразные примеси, мг/м3	Конденсирующиеся водные фазы при измерении точки росы	Суммарный паровой и капельный унос тяжелых углеводородов, г/м3
Адсорбционная осушка	-	лед, гидраты структур кубических I и II	0-0,2
Абсорбционная осушка	Абсорбенты (ЭГ, ДЭГ, ТЭГ) (2-30) Метанол (30-200)	водоспиртовые растворы, лед, гидраты КС-I, КС-II	0-0,2
Низкотемпературная сепарация	ЭГ (20-30), Метанол (200-500)	ВМР, водо-спиртовые растворы, гидраты КС-I, КС-II	0,5-7,0

Выполненные автором промысловые исследования показали, что наличие в природном газе технологических и естественных примесей свыше 150200 мг/м3 затрудняет корректное измерение ВС и ТТРв, а в некоторых случаях, делает невозможным достоверную интерпретацию результатов измерений ТТРв. Это дает основания применять селективные сорбенты для пробоподготовки в целях получения достоверных значений ТТРв и ВС. В связи с этим проведён анализ основных методических и приборных составляющих погрешности методов измерения ВС и ТТРв природного газа. Здесь мы опирались на труды ведущих специалистов научно-исследовательских и производственных организаций газовой отрасли: А.Г. Агальцова, П.И. Бахметьева, Т.М. Бекирова, Л.Н. Гухмана, К.М. Давлетова, Б.В. Дегтярева, А.М. Деревягина, А.В. Елистратова, В.Г. Квона, М.В. Елистратова, В.А. Истомина, А.Г. Касперовича, С.В. Крашенникова, В.А. Клюсова, А.Н. Кубанова, Ю.А. Лаухина, Г.А. Ланчакова, И.Н. Москалева, В.В. Сайкина, С.В. Селезнева, В.А. Ставицкого, А.Л. Халифа, В.Б. Щипачева, а также зарубежных специалистов: K. Althaus, K. Aoyagi, R.F. Bukachek, A. Chapoy, J.P. O'Connell, W.M. Deaton, E.M. Frost, D.L. Katz, R. Kobayashi, J.J. McKetta, H.J. Ng, L.R. Oellrich, R.M. Olds, J.M. Prausnitz, D. Richon, E.D. Sloan, K.Y. Song, B. Tohidi.

Исследования, проведенные на основе литературных данных и промыслового опыта, позволили сделать выводы об источниках погрешности при измерениях ТТРв и ВС (см. таблицу 3).



Таблица 3 - Источники погрешности при измерениях влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам

Типы приборов	Источники погрешности
	Недостатки методик измерения	Наличие тяжелых углеводородов	Наличие паров метанола
Конденсационные (измерение точки росы по водным фазам)	Высокая скорость охлаждения зеркала приборов, особенности алгоритмов обработки результата	Конденсация на зеркале прибора и искажение результатов измерений	Ингибирование образования льда или гидрата, ошибки при интерпретации результатов
Сорбционные (измерение влагосодержания газа)	Отсутствие однозначного критерия окончания измерения, продолжительное время измерения	Чувствительность датчиков приборов к углеводородам, вплоть до выхода из строя	Влияние на датчик прибора, воспринимается как вода и искажает результат измерений

В заключение первой главы проведен анализ наиболее распространенных приборов и методов измерения ТТРв и ВС природного газа. Рассмотрены границы применимости гигрометров различных типов в зависимости от способа промысловой подготовки газа. Выявлены достоинства и недостатки проведения измерений приборами различных типов. Так, дополнительная погрешность при измерениях ТТРв сорбционными гигрометрами связана с присутствием паров метанола в газе. При этом необходимо уточнение и методики пересчета измеренного парциального давления паров воды в ТТРв. Показана необходимость развития методов селективного измерения ВС природного газа.

Во 2 главе обосновывается применение контрольного метода измерения ТТРв. Предварительные исследования показали, что при использовании различных методов измерения ТТРв, в ходе параллельных измерений показания их могут расходиться на величины, превышающие паспортную суммарную погрешность гигрометров. Для автоматических конденсационных приборов отсутствие опции визуализации процессов измерения ТТРв затрудняет оценку корректности их работы. Для этих, а также сорбционных гигрометров затруднена оценка влияния естественных или технологических примесей на точность измерений. Для оценки достоверности измерений ТТРв необходимо выбрать контрольный метод. Этот метод также целесообразно применять при проведении арбитражных измерений.

На начальном этапе при выборе контрольного метода определения ТТРв проводились сравнительные измерения на различных добычных и транспортных предприятиях ОАО «Газпром». Основной задачей измерений было сопоставление показаний приборов различных типов (см. таблицу 4), выяснение влияния параметров газа на их погрешность, установление особенностей процессов измерения и выявление возможных дополнительных источников погрешностей.

Таблица 4 - Характеристики погрешности исследованных гигрометров

Прибор	Среднее абсолютное отклонение от показаний прибора «Харьков-2», С	Пределы абсолютной погрешности приборов по паспорту, С
Dew Point Tester	0,2	0,5
«Торос 3-2В»	0,5	0,5
«КОНГ-Прима 2»	3,8	1,5
«КОНГ-Прима 4»	1,7	1,0
Сорбционные гигрометры	5,1	3,0

Результаты проведенных исследований показали значимые расхождения при измерении различными типами приборов. Наличие расхождений приводит к необходимости введения контрольного метода измерения ТТРв. В качестве контрольного целесообразно использование визуального конденсационного метода измерения ТТРв, поскольку данный метод позволяет регулировать скорость охлаждения зеркала гигрометра в необходимых пределах, а также визуально идентифицировать конденсирующуюся фазу. Для уточнения метрологических характеристик предлагаемого метода требуются лабораторные исследования процессов конденсации паров воды из природного газа. С этой целью была сконструирована установка (см. рисунок 1) для исследования процессов конденсации паров воды при давлениях до 7,0 МПа и температурах от минус 20,0 С до 20,0 С.

Рисунок 1 - Схема экспериментальной установки по изучению кинетики конденсации и фазовых равновесий в системе «вода - природный газ»

Газ из баллона проходит через редуктор, фильтр и теплообменный змеевик, после чего попадает в термостатируемые насытители, где барботируется через слой насыщенного раствора бромида лития. После насытителя газ проходит через каплеотбойник и делится на два потока, один из которых попадает непосредственно в камеру визуального конденсационного гигрометра, другой через сбросной обогреваемый вентиль идет на гигрометр, измеряющий ТТРв газа при атмосферном давлении. В блоке с прибором, измеряющим ТТРв под давлением в потоке газа, используется микроскоп для наблюдения структуры конденсирующихся на зеркале водных фаз. В ходе опыта производится съемка исследуемых водных фаз с помощью цифровой фотокамеры.

Эксперимент состоял в определении зависимости времени образования надежно наблюдаемой росы на зеркале гигрометра от величины переохлаждения зеркала ДТ - разности фактической температуры зеркала и равновесной температуры для термодинамически стабильной фазы при данных условиях. Температуру фазового равновесия определяли графически, путем экстраполяции величины обратного времени образования росы до точки пересечения с осью температуры.

Эксперименты проводили при ТТРв от минус 20,0 С до 20,0 С (с шагом 10,0 С), и давлениях от 0,1 до 7,0 МПа (при 0,1; 1,0 МПа и далее с шагом 1,5 МПа). Для каждого давления и температуры построены зависимости скорости конденсации паров воды от величины переохлаждения зеркала. В результате проведенных экспериментов установлено следующее:

- при температурах ниже 0,0 С и давлениях выше 2,5 МПа на зеркале визуальных конденсационных приборов «Харьков-2», Dew Point Tester и «Торос 3-1С» наблюдается конденсация кристаллической фазы, отвечающей свойствам гидрата природного газа. Это подтверждено отсутствием плавления кристаллов при нагреве конденсационной поверхности (зеркала) гигрометра выше 0,0 С при отключении протока газа. В проведенных для сравнения аналогичных экспериментах в атмосфере азота при давлениях 2,5-7,0 МПа (при невозможности образования гидрата азота) выше 0,0 С четко наблюдалось плавление образовавшейся кристаллической фазы (льда);

- скорость процесса конденсации кристаллической фазы (выпадения росы) зависит от величины переохлаждения ДТ. Например при давлении 7,0 МПа и ДТ = 4ч5 С визуально определимое количество росы формируется на зеркале за 10-12 с, а при ДТ = 0,5ч1,0 С и том же давлении роса образуется в течение 3-5 мин;

- скорость процесса формирования росы на зеркале визуального гигрометра зависит от расхода исследуемого газа (степени турбулентности потока), так при ламинарном потоке время формирования росы значительно увеличивается;

- наблюдение образования термодинамически стабильной водной фазы (например, гидрата) возможно лишь при небольших значениях ДТ (1,0ч1,5 С) относительно температуры равновесия с термодинамически стабильной фазой и относительно больших временах конденсации паров, в противном случае, возможно наблюдать формирование метастабильной водной фазы.

В заключение главы приведен анализ системы подготовки пробы газа в условиях повышенного содержания углеводородов при измерениях ТТРв и ВС.

Были проведены лабораторные и натурные исследования поглотительных свойств гидрофобных сорбентов углеводородов Glysorb и МАУ, входящих в состав систем пробоподготовки природного газа. Также были исследованы поглотительные свойства различных жидких абсорбентов (минеральных и синтетических масел). Поглотительную способность (емкость) сорбентов определяли по углеводородам и гликолям. Сущность экспериментов заключалась в пропускании известного количества насыщенного сорбатом газа через фиксированную навеску сорбента, помещенную в специальный картридж. Опыты выявили почти пятикратное преимущество сорбента МАУ по поглотительной способности. При измерениях в промысловых условиях на Уренгойском НГКМ показано отсутствие влияния сорбентов на значение ТТРв. Далее проведено аналогичное исследование масляного абсорбционного метода извлечения углеводородов из пробы природного газа (с использованием барботера) и его сравнение с изученными твёрдыми сорбентами. Было показано преимущество последовательного комбинирования таких поглотителей с сорбентом МАУ в составе одной схемы пробоподготовки в случае проведения периодических измерений ТТРв. В лабораторных условиях автором также изучен проточный масляный абсорбер для извлечения повышенных количеств углеводородов из пробы газа при измерениях ТТРв. Исследовались время установления равновесия по содержанию воды между поглотительным маслом и газом в абсорбере и эффективность его работы по поглощению углеводородов при заданном значении ТТРв в широком интервале значений расхода абсорбента. Показаны преимущества проточного масляного абсорбера для систем пробоподготовки стационарных гигрометров.

На основании проведенных исследований были выработаны требования к контрольному методу измерения ТТРв:

измерения проводятся конденсационным прибором с возможностью визуализации процессов конденсации водных фаз (рисунок 2);

зеркало вблизи предполагаемой ТТРв охлаждается со скоростью не более 1,0 С/мин (при этом предварительно целесообразно проводить ускоренное измерение для оценки значения ТТРв);

аб

Рисунок 2 - Схематичное изображение камеры прибора с подсветкой по принципу «темного поля» (а) и изображение поверхности зеркала с затепленными краями для повышения четкости видимых границ росы (б)

задается расход природного газа через камеру прибора, обеспечивающий турбулизацию потока пробы (определяется индивидуально для каждого типа прибора в зависимости от его конструкции);

подсветка зеркала осуществляется по принципу «темного поля»;

целесообразно создание градиента температуры по поверхности зеркала для получения четко визуализируемой границы конденсирующейся фазы;

с целью устранения влияния на результат измерения конденсации тяжелых углеводородов целесообразно использование селективных сорбентов для пробоподготовки.

В главе 3 проведены экспериментальные исследования фазовых равновесий в системе «вода - метанол - природный газ». Получены новые данные по равновесному влаго- и метанолосодержанию природного газа, а также разработаны уточненные корреляции для расчёта влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам при наличии в природном газе паров метанола. В начале главы обсуждаются особенности измерений и расчетов величины ВС природного газа. Проанализированы трудности измерения ВС и интерпретации его результатов при наличии в природном газе паров метанола. Проведен анализ имеющихся литературных данных по равновесиям в системе «природный газ - вода - метанол». Уточнены имеющиеся корреляции для взаимного пересчета ВС, метанолосодержания (далее - МС) и ТТРв, а также предложены способы совершенствования методов измерения ВС природного газа.

Далее приведены результаты выполненных автором экспериментальных исследований по определению соотношения между ВС природного газа и ТТРв при давлениях от 0,1 до 7,0 МПа и температурах от 20,0 до -20,0 С. Эксперименты выполняли на установке (см. рисунок 1) по методике, аналогичной использованной Европейской Группой Газовых Исследований (GERG), но с усовершенствованным алгоритмом детектирования ТТРв, разработанным в настоящей диссертации. При заданном давлении устанавливали в насытителях поэтапно требуемые температуры и определяли соответствующие значения влагосодержания газа. Величины ВС определяли расчетным путем (по формулам, рекомендованным ассоциацией IAPWS) из значений ТТРв, измеренных гигрометром при атмосферном давлении. Предложена корреляция для ВС природного (сеноманского) газа в равновесии с водными фазами, удовлетворительно описывающая экспериментальные данные при температурах от минус 40,0 С до 20,0 С и давлениях до 10,0 МПа:

где yв - молярная доля паров воды в газе; - влагосодержание газа, г/м3 при 20,0 С и 101,325 кПа; 750,42 - коэффициент для перевода безразмерной величины молярной доли в единицы измерения ВС, г/м3; (Т) - давление насыщенных паров воды над соответствующей водной фазой при Т(К), МПа; Т - температура фазового равновесия, К; (Р,Т) - молярный объем водной фазы при Р(МПа) и Т(К), м3/моль; P - общее давление в системе, МПа; ав(T), bв(T) - полученные экспериментально функции температуры, м3/моль и м6/(моль)2, соответственно; R - универсальная газовая постоянная, принятая равной 8,31447 Дж/(моль•К). Далее проведено сравнение полученных автором данных с литературными по равновесиям в системе «природный газ - вода» (см. таблицу 5). Для сравнения взяты соотношения Бюкачека, группы GERG и корреляция В.А. Истомина. Результаты экспериментов автора удовлетворительно согласуются с расчетами по корреляции В.А. Истомина (1995 г.). В тоже время анализ показал, что данные Бюкачека и GERG термодинамически не согласованы.

Таблица 5 - Сравнение результатов расчета равновесного влагосодержания природного газа по данным разных авторов при температурах -10,0 С и -20,0 С

Давление, МПа	Р. Бюкачек, 1955 г. (ГОСТ 20060)1	Группа GERG, 1995 г. (ИСО 18453)2	В.А. Истомин, 1995 г.3	По настоящей работе, 2010 г.4
	Влагосодержание при -20,0 С/ -10,0 С, мг/м3*
1,0	113/246	78,0/198	85,5/210	92,5/205
2,0	63,4/135	39,0/101	41,8/109	42,6/108
4,0	38,4/79,8	19,5/51,4	21,9/56,5	22,1/55,3
6,0	30,1/61,2	12,9/34,2	15,8/40,3	15,9/39,0
8,0	25,9/52,0	9,5/26,7	13,1/32,8	13,0/31,5
10,0	23,4/46,4	7,50/21,7	11,7/28,8	11,4/27,3
Примечания: 1 - равновесие с жидкой водой; 2 - равновесие со льдом; 3,4 - равновесие с гидратом метана кубической структуры I; * - м3 при стандартных условиях t=20,0 С и Р=101,325 кПа

Далее обсуждаются результаты выполненных автором экспериментов по определению равновесного метанолосодержания природного газа. Эксперименты проведены по методике, использованной группой GERG, но с усовершенствованным автором способом определения температуры фазового равновесия. Эксперимент проводили на установке, аналогичной изображенной на рисунке 1, но вместо гигрометра при атмосферном давлении для определения метанолосодержания использовался газовый хроматограф. При этом получали при заданном давлении ряд значений температуры точки росы по метанолу (ТТРм) и соответствующий им ряд величин метанолосодержания. Таким образом, получен набор значений МС природного газа при давлениях от 0,1 до 7,0 МПа и температурах от минус 20,0 С до 20,0 С. На основании полученных результатов предложена корреляция между МС и ТТРм природного газа в случае отсутствия в нем паров воды, удовлетворительно описывающая экспериментальные данные при температурах от минус 40,0 С до 20,0 С и давлениях до 10,0 МПа:

где yм - молярная доля паров метанола в газе, - метанолосодержание газа, г/м3, при 20,0 С и 101,325 кПа; 1334,7 - коэффициент для перевода безразмерной величины молярной доли в единицы измерения МС, г/м3; (Т) - давление насыщенных паров метанола при Т(К), МПа; Т - температура фазового равновесия, К; (Р,Т) - молярный объем жидкого метанола при Р(МПа) и Т(К), м3/моль; P - общее давление в системе, МПа; ам(T), bм(T) - полученные экспериментально функции температуры, м3/моль и м6/(моль)2, соответственно.

Проведено сравнение полученных в работе данных с литературными данными по равновесиям в системе «природный газ - метанол» (см. таблицу 6).

Результаты автора близки к экспериментальным данным Р.П. Синявской и расчетным значениям по уравнению SRK-SimSci (программного продукта SimSci PRO/II). Термодинамический анализ показал, что данные Р. Нильсена и Р. Баклина являются завышенными, а Дж. Хонга с соавторами - заниженными.

Для термодинамического описания системы «природный газ - вода - метанол» в рамках предлагаемой модели необходимо также знание коэффициентов активности компонентов в жидкой системе «вода - метанол». Для этого необходимо критически проанализировать и термодинамически согласовать литературные данные по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры.

Таблица 6 - Сравнение различных данных по равновесному метанолосодержанию природного газа при температурах -10,0 С и -20,0 С

Давление, МПа	Дж. Хонг и др., 1987 г.	Р.П. Синявская, 1986 г.	Р. Нильсен и Р. Баклин, 1981г.	Расчет по SRK-SimSci	По данной работе, 2010 г.
	Метанолосодержание при t = -20,0 С/-10,0 С, мг/м3
1,0	1345/2823	1542/3440	1696/3427	1588/3254	1565/3140
2,0	708,5/1483	849,1/1955	1048/2057	929/1867	903/1774
4,0	444,0/875,6	561,0/1255	801/1481	645/1235	618/1160
6,0	426,7/766,1	538,1/1082	815/1423	607/1085	586/1044
8,0	489,2/812,8	595,1/1101	934/1536	654/1113	649/1090
10,0	600,9/949,0	696,3/1243	1142/1772	747/1205	797/1254

В имеющихся литературных данных по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры наблюдаются определенные расхождения, как показано на рисунке 3.

Вода

Метанол

Рисунок 3 - Сравнение различных данных по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры

Обработкой литературных экспериментальных данных по предельным коэффициентам активности воды и метанола (и их термодинамическим согласованием с использованием данных по зависимости предельных парциальных энтальпий растворения компонентов от температуры) были получены зависимости предельных коэффициентов активности для воды () и метанола ()от температуры (К):

Зависимости (5) и (6) применимы в диапазоне температур от минус 40,0 С до 40,0 С, погрешность расчета не превышает 9 %. При этом зависимости коэффициентов активности воды и метанола от концентраций компонентов достаточно надежно описываются известными уравнениями (например, ван Лаара, Маргулеса и т.д.), параметры которых задаются с использованием (5) и (6).

Также приведены результаты и обсуждение выполненных автором экспериментальных исследований фазовых равновесий в тройной системе «природный газ - вода - метанол» на установке и по методикам, описанным выше (см. стр. 14-16). Получены экспериментальные данные по значениям ВС и МС при равновесии природного газа с водометанольными растворами, содержащими 0,25; 0,5; 0,75 мол. долей воды. Измерения проводились при температурах минус 10,0 С и минус 20,0 С и давлениях 4,0 и 7,0 МПа. Ставилась задача проверить адекватность предлагаемой расчетной методики, основанной на независимом определении ВС и МС в природном газе. Результаты расчетов оказались в хорошем согласии с экспериментальными данными автора и данными группы GERG, а также с результатами расчетов, полученными комбинированием кубического уравнения состояния SRK-SimSci для определения летучестей компонентов в газовой фазе с уравнением Ренона-Праузнитца (NRTL) для описания компонентов в жидкой фазе (в программном продукте SimSci PRO/II).

Для расчета величины ТТРв при наличии в газе метанола в количествах выше 200 мг/м3 требуется знать метаноло- и влагосодержание. Измерение содержания метанола в газе проводят, как правило, методом газовой хроматографии. Измерение влагосодержания природного газа при наличии в нем метанола - непростая задача вследствие близости ряда физико-химических свойств этих веществ, а также трудностей хроматографического определения паров воды в природном газе. Автором предложен метод определения ВС, основанный на измерении ТТРв автоматическим конденсационным гигрометром при атмосферном давлении с последующим расчетом величины ВС по формулам, рекомендуемым ассоциацией IAPWS. При этом на величину измеряемой ТТРв не влияют пары присутствующего в газе метанола, количество которого мало для ингибирования образования гексагонального льда при атмосферном давлении. Разработанный метод имеет относительную погрешность по величине ВС от 5 % до 15 % при ТТРв в диапазоне от 0,0 С до -60,0 С.

На основании полученных теоретических и экспериментальных данных по равновесиям в системе «природный газ - вода - метанол» была разработана методика взаимного пересчета величин ВС и ТТРв с учетом МС природного газа. При малом содержании в газе метанола (<200 мг/м3), ВС рассчитывают по корреляции (1) и (2). Обратная задача решается с применением эмпирической формулы



где А(Р) и В(Р) - эмпирические функции давления (МПа), различные для каждой конденсированной водной фазы равновесной с парами воды, С-1.

При наличии в газе более 200 мг/м3 паров метанола необходимо к рассчитанной по корреляции (7) для равновесия с переохлажденной жидкой водой ТТРв прибавить значение поправки tм (С), учитывающей влияние метанола. Поправка tм рассчитывается по формуле:

где yв, yм - молярные доли воды и метанола в природном газе.

Таким образом, получаем ТТРвмр - точку росы по водометанольному раствору. Для решения обратной задачи проводят итерации, подставляя в корреляции (1) и (2) для случая жидкой воды вместо значения ТТРв величину (ТТРвмр-tм).

В 4 главе представлен анализ применяемых методов комплексного исследования эффективности промысловых аппаратов осушки газа и взаимосвязь оценки эффективности аппаратов и точности измерения технологических параметров газа. Рассмотрены методические проблемы и особенности проведения исследования эффективности аппаратов адсорбционной и абсорбционной осушки газа. Предложены методы измерения технологических параметров, характерных для каждого из основных способов промысловой подготовки газа. Обсуждается влияние погрешности расчетно-технологических методов на общую погрешность при определении технологических параметров газа и взаимосвязь расчетных и экспериментальных методов определения эффективности аппаратов осушки.

Для повышения оперативности и точности при исследованиях эффективности аппаратов осушки на УКПГ разработана методика определения массовой доли воды в гликолях. Применение методики ограничено диапазоном концентрации воды в гликоле от 0,1 % до 10,0 % масс. и предельным содержанием минеральных солей и метанола - не более 5,0 % масс. Сущность методики заключается в измерении ТТРв газа-носителя (природного газа, воздуха, азота и т.п.), находящегося в равновесии по содержанию воды с гликолем, которое достигается путём равновесного контакта газа-носителя с гликолем в поглотительных склянках (см. рисунок 4).

Рисунок 4 - Схема установки для определения массовой доли воды в абсорбентах

Газ с регулируемой вентилем скоростью 0,5-1,0 л/мин последовательно проходит через преднасытительную склянку и три поглотительные склянки, содержащие по 75 см3 исследуемого гликоля. Для поддержания постоянной температуры контакта (t) газа с гликолем склянки установлены в термостате. Температуру в термостате контролируют термометром с точностью ±0,1 С. В качестве средства измерений ТТРв использовали переносной автоматический прибор «ТОРОС-3-2В». На основе полученных экспериментальных данных предложены эмпирические формулы (9)-(11) для расчета массовой доли воды в ЭГ, ДЭГ и ТЭГ при известных значениях ТТРв, оС, и температуры контакта газа с абсорбентом t, оС:



В конце главы 4 представлены расчетно-методические основы проведения комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки газа с применением оперативных и высокоточных методов, усовершенствованных в настоящей работе. В примененном подходе предполагается использование единого комплекса расчетных и приборных методов для определения технологических параметров природного газа необходимых для анализа эффективности аппаратов осушки газа. Использование расчетных и приборных методов, усовершенствованных в настоящей работе, позволяет оптимизировать эксплуатационные расходы при осушке газа, а также обеспечить требуемые значения показателей качества природного газа, направляемого в МГ.

Снижение погрешности взаимосвязанных расчетно-технологических и инструментальных операций по определению технологических параметров приводит к уменьшению суммарной погрешности результата исследования фактической эффективности аппаратов осушки.



Рисунок 5 - Влияние погрешности измерения влагосодержания (точки росы) на определение массообменной эффективности (в единицах числа теоретических тарелок) аппарата гликолевой осушки

Для иллюстрации влияния погрешности измерений ВС и ТТРв на точность определения массообменной эффективности на рисунке 5 приведен пример графического определения числа теоретических тарелок (ступеней контакта) абсорбера гликолевой осушки при давлении газа 4,0 МПа и температуре контакта 8,0 С.

При исследовании эффективности аппаратов осушки, ошибка при измерении ТТРв в 3,0 С дает погрешность определения массообменной эффективности более 0,6 теоретической тарелки (далее - т.т.) при фактической ТТРв минус 18,0 С.

Если при измерении ТТРв ошибка не превысила ± 1,0 С, то погрешность определения массообменной эффективности 0,3 т.т. при значении фактической ТТРв минус 18,0 С. При измерении влагосодержания влияние ошибки на погрешность определения массообменной эффективности аналогично влиянию погрешности при измерениях ТТРв. Погрешность ±3,0 С эквивалентна погрешности во влагосодержании примерно ±30 %.

Поскольку массообменная эффективность современных аппаратов гликолевой осушки на промыслах находится в пределах 1,02,5 т.т., при обследовании с использованием предлагаемых методов погрешность определения эффективности понижается с 2560 % до 1325 % т.е., точность промысловых исследований повышается более чем в 2 раза.

При проведении расчетов массообменной эффективности аппаратов на программных комплексах предпочтительно иметь в качестве исходных данных влагосодержание газа, поскольку при этом снижается погрешность конечного результата за счет устранения стадии пересчета ТТРв в ВС.

Разработанный комплекс методов предусматривает минимальное количество приборов для проведения обследования аппаратов, а фактически необходим только переносной гигрометр, имеющий совмещенные функции автоматического и визуального определения ТТРв, в совокупности со специально-разработанной системой пробоотбора. Предлагаемая в диссертационной работе методика выполнения измерений и расчетов позволит значительно увеличить точность измерений технологических параметров аппаратов осушки, повысить оперативность и понизить трудозатраты при проведении промысловых исследований. Экономический эффект от ее внедрения достигается за счет повышения точности определения эффективности аппаратов и снижения эксплуатационных затрат и капитальных вложений при подготовке природного газа.



ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Выполнен анализ особенностей работы существующих приборов и методов измерений технологических параметров, характеризующих процесс абсорбционной осушки природного газа. Отмечено, что точность этих измерений связана с наличием в газе примесей углеводородов и метанола.

2. Разработаны лабораторная установка и методика исследования кинетики и термодинамики конденсации паров воды из природного газа на охлажденной поверхности при температурах от минус 20,0 С до 20,0 С и давлениях до 7,0 МПа. Методика предусматривает визуализацию процессов конденсации различных водных фаз (жидкой воды, льда, гидратов, водометанольного раствора). 3. Проведены лабораторные исследования процессов конденсации паров воды из природного газа на зеркале конденсационного визуального гигрометра. Получены новые данные по кинетике и термодинамике образования различных водных фаз из природного газа. 4. Разработаны уточненные термодинамические корреляции и методы расчета влаго- и метанолосодержания природного газа при термодинамическом равновесии с различными водными фазами.

5. Обосновано применение визуального конденсационного метода определения температуры точки росы природного газа как контрольного. Контрольный метод позволяет достоверно идентифицировать фазу (жидкую воду, лед, гидраты, углеводороды), образующуюся на зеркале гигрометра.

6. Предложен метод определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки газа, заключающийся в измерении точки росы газа, приведенного в равновесие с абсорбентом, с последующим расчетом массовой доли воды в абсорбенте. Метод позволяет проводить измерения в промысловых условиях.

7. Созданы расчетно-методические основы комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки природного газа с применением предложенных методов определения точки росы, влагосодержания газа и массовой концентрации воды в абсорбентах для осушки газа.

ОСНОВНЫЕ НАУЧНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ СТАТЬЯХ

1. Крашенников С.В., Елистратов М.В., Донских Б.Д. Методические проблемы и контрольные методы определения точек росы по водным фазам для природного газа сложного состава. Сборник трудов «ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии». - М.: ООО «ВНИИГАЗ» - 2003. - с. 483-488.

2. Донских Б.Д., Елистратов М.В., Макинский А.А. Обеспечение достоверности измерения точек росы по водным фазам в природном газе после промысловой подготовки. - Надым: Изд-во ООО «Газпром добыча Надым», 2005 - Материалы IV научно-практической конференции молодых учёных и специалистов - с. 45-53.

3. Донских Б.Д., Елистратов М.В., Макинский А.А. и др., Исследование сорбентов, используемых для подготовки пробы природного газа при замерах точек росы. - Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности», 2005 - №4 - с. 55-58.

4. Крашенников С.В., Донских Б.Д., Донских В.Н. и др. Оперативный метод определения концентрации воды в гликолях, используемый при подготовке газа к транспорту. - «Наука и техника в газовой промышленности», 2006 - №4 - с. 55-58.

5. Донских Б.Д., Макинский А.А. Обеспечение достоверности измерения точек росы по водным фазам. Основные положения проекта нового ГОСТ Р. - М.: 2007 - Материалы VII Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - с. 68-75.

6. Крашенников С.В., Донских Б.Д., Макинский А.А. и др. Использование масляной абсорбции для подготовки пробы природного газа при замерах точек росы воды. - Спец. сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007 - № 4 - с. 62-66.

7. Донских Б.Д., Елистратов М.В., Макинский А.А. и др. Применение масляного абсорбера постоянного действия для подготовки пробы природного газа при замерах точек росы. - Спец. сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - № 1 - с. 66-69.

8. Истомин В.А., Смирнов В.В., Донских Б.Д., и др. Анализ нормативных документов по расчетам влагосодержания и точек росы природного газа. - М.: «Газовая промышленность». - 2008, № 12, с. 22-26.

9. Смирнов В.В., Бахметьев П.И., Донских Б.Д и др. Нормативное обеспечение измерений температуры точки росы природного газа по воде. - М.:«Газовая промышленность». - 2010, № 12, с. 44-48.

Размещено на Allbest.ru