ОПТИМИЗАЦИЯ РАСХОДА МЕТАНОЛА

OPTIMIZATION OF METHANOL EXPENDITURE

Rinat Bilalov

graduate student Institute of Geology and Oil and Gas Production Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Для предотвращения образования гидратов в качестве ингибитора используется метанол. Технологическая схема низкотемпературной сепарации (НТС) увязана с процессом оптимального распределения ингибитора гидратообразования, с его рециркуляцией и утилизацией непосредственно внутри схемы НТС. Для этого реализован способ утилизации водометанольного раствора (ВМР) методом ректификации раствора метанола (отдувки) из низкотемпературной ступени сепарации. С этой целью предусмотрен отдельно стоящий аппарат – отдувочная колонна. Данное решение стало возможным из-за высокой входной температуры газового потока и отсутствия в связи с этим метанола в скважинной продукции, что приводит к недонасыщенности газа парами метанола.

ABSTRACT

To prevent the formation of hydrates, methanol is used as an inhibitor. The technological scheme of low-temperature separation (NTC) is linked to the process of optimal distribution of the hydrate inhibitor, with its recirculation and utilization directly within the NTS scheme. For this purpose, a method for the utilization of a water-methanol solution (BMP) by rectifying a methanol solution (blow-off) from a low-temperature separation stage is realized. For this purpose, a stand-alone unit is provided - a stripping column. This solution became possible due to the high inlet temperature of the gas stream and the lack of methanol in the well production, which leads to gas saturation with methanol vapor.

Ключевые слова. Метанол, ВМР, сепаратор, колонна-десорбер.

Keywords. Methanol, BMP, separator, stripping column.

Для оценки эффективности технологической схемы ГКП и работы ее оборудования была разработана модель установки. Проведенный анализ материально-компонентного баланса подготовки пластового газа ачимовских отложений показал, что технические решения по десорбции метанола газом эффективны и обеспечивают потери метанола с попутной пластовой водой на уровне 9 % от общего расхода метанола. Потери метанола с газом сепарации составляют 21%, а основное количество расходуемого метанола (69%) теряется с нестабильным конденсатом. Таким образом, для сокращения расхода метанола при подготовке газа ачимовских залежей первоочередной задачей является уменьшение потерь метанола с нестабильным конденсатом.

В связи с этим были предложены два технических решения по совершенствованию системы ингибирования. Первое решение заключается в изменении потока жидкой фазы из сепаратора С-2 для подачи ВМР из сепаратора С-2 в разделитель Р-2 для экстракции метанола газом в колонне К-1. Второе техническое решение, основанное на опыте Сургутского ЗКС по водной экстракции метанола из деэтанизированного конденсата, заключается в извлечении метанола из конденсата, поступающего из Р-2, с последующей экстракции метанола газом в колонну К-1.

Подачу жидкости из сепаратора С-2 производят в трубопровод транспортировки газа выветривания через эжектор. В этом случае углеводородная фаза из сепаратора С-2 также является абсорбентом углеводородов С3+В, содержащихся в газовом потоке из сепаратора С-2. Вода для экстракции метанола из конденсата отбирается из разделителя Р-1 и подается в трубопровод, транспортирующий конденсат из теплообменника Т-3 в разделитель Р-3. Водометанольный раствор из разделителей Р-2 и Р-3 смешивают и подают с помощью насоса в колонну К-1 для экстракции метанола.

В ходе исследований была отмечена неэффективная работа колонны-десорбера К-1.2. Наблюдались скачки концентрации метанола в массообменных тарелках №2 и №4, что указывает на низкую эффективность массообмена между пластовым газом и ВМР. Вероятной причиной несоответствия штатному режиму работы колонны может быть наличие сторонних перетоков жидкости между 4-й, 2-й тарелками и кубовой частью колонны-десорбера. В связи с этим полностью оценить эффективность способа подготовки нет возможности.

На рисунке 1 представлены результаты одновременного применения двух технических решений со 100 % подачей жидкой фазы из сепаратора С-2 в эжектор и с различным количеством подаваемой водной фазы из разделителя Р-1 в конденсат. За 100 % принят объем водной фазы, отделяемой в сепараторе С-1. Подача воды свыше 100 % возможна за счет рециркулирования требуемого количества водной фазы в схеме. Как следует из представленной диаграммы, оптимальной является подача 50-75 % водной фазы, отделяемой в сепараторе С-1. При больших объемах подачи воды сокращается количество метанола, который десорбируется газом в колонне К-1 по причине снижения концентрации метанола в ВМР, поступающем на экстракцию.

Рисунок 1. Результаты моделирования эффективности двух технических решений совершенствования технологии ингибирования УНТС

Было рекомендовано проведение ревизии блока колонны-десорбера К-1.2 на наличие перетоков между тарелками и в дальнейшем повторное проведение исследований. В ходе исследований была отмечена неэффективная работа колонны-десорбера К-1.2. Наблюдались скачки концентрации метанола в массообменных тарелках №2

и №4, что указывает на низкую эффективность массообмена между пластовым газом и ВМР. Вероятной причиной несоответствия штатному режиму работы колонны может быть наличие сторонних перетоков жидкости между 4-й, 2-й тарелками и кубовой частью колонны-десорбера. В связи с этим полностью оценить эффективность способа подготовки нет возможности.

Выводы:

Потери метанола с газом сепарации составляют 21 %, а основное количество расходуемого метанола (69%) теряется с нестабильным конденсатом.

Внедрение предлагаемых схем в комплексе позволит сократить унос метанола с нестабильным конденсатом в два раза и сократить расход метанола по установке также в 2 раза.

Было рекомендовано проведение ревизии блока колонны-десорбера К-1.2 на наличие перетоков между тарелками и в дальнейшем повторное проведение исследований.

Список литературы:

1. Проект опытно-промышленной эксплуатации 2-го опытного участка ачимовских отложений Уренгойского месторождения. – Тюмень: ООО «ТюменьНИИгипрогаз», 2001
2. Ли Г.С., Стаченков И.В., Сафронов М.Ю., Маринин И.В. Опыт строительства скважин в сложных горно-геологических условиях II участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ// VI научно-практическая конференция молодых специалистов и ученых ( Надым, апрель 2011 г.)
3. Гриценко А.И., Дурицкий Н.Н., Кучеров Г.Г. Методика расчета давления в газоконденсатных скважинах. – М.: Газойл пресс, 1998. – С. 17-19.
4. Брусиловский А.И., Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М. «Грааль», 2002.
5. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. – М.: Недра, 1998. – 464 с.