WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Технология низкотемпературной сепарации и её модификации успешно используются в газовой промышленности России для подготовки газа и углеводородного конденсата неокомских газоконденсатных залежей Западной Сибири начиная с 1985 года. В то же время для промысловой подготовки газов сеноманских (чисто газовых) залежей традиционно используются абсорбционные и адсорбционные технологии. Следует отметить, что на месторождениях-гигантах (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное) запасы газа в газовых залежах существенно превосходят запасы газа неокомских горизонтов, что обусловливает первоочередной ввод в разработку сеноманских залежей. В то же время на ряде месторождений Западной Сибири имеет место обратная картина (Юрхаровское месторождение, месторождения Большахетской впадины и др.), т.е. существенное превышение (в несколько раз) запасов газа нижних горизонтов по сравнению с сеноманской залежью. Для таких многопластовых месторождений оказывается целесообразной разработка вариантов подготовки газов различных продуктивных горизонтов с использованием низкотемпературных технологий, т.е. за счет утилизации избытка холода, образующегося при промысловой подготовке газов газоконденсатных залежей. В работе предложен ряд технологических схем (с включением дополнительного теплообменного оборудования и со смешением потоков в различных точках технологической схемы) для оптимизации технологии подготовки газов нескольких продуктивных горизонтов. Предложенные технологические схемы позволяют на одной УКПГ обрабатывать продукцию скважин сеноманских и валанжинских залежей при объеме добываемого сеноманского газа до 10-15 % от объемов валанжинского газа.

Для повышения эффективности работы УНТС и продления режима ее бескомпрессорной работы, как известно, целесообразен переход с изоэтальпийного расширения газа на его изоэтропийное расширение (как более эффективный холодопроизводящий процесс). В работе проведен анализ перевода технологии подготовки газа с технологии «НТС с эжектором» на технологию «НТС с детандер-компрессорным агрегатом» с учетом особенностей Юрхаровского месторождения (как для первой очереди, так и для последующих очередей). При этом отмечена необходимость решения дополнительной научно-технической проблемы охлаждения товарного газа при подключении Юрхаровского месторождения к магистральному газопроводу ОАО «Газпром». В соответствии с согласованными техническими условиями следует обеспечить температуру товарного газа в точке подключения 0  минус 2 0С. Тогда как при существующей технологической схеме УНТС температура газа находится в диапазоне плюс 812 оС. При таких температурах для предотвращения протаивания ММП вокруг трубопровода и уменьшения его температурных деформаций проектируемый газопровод необходимо прокладывать на термостатических свайных основаниях с теплоизоляцией по всей длине. Это приводит к увеличению сроков строительства и существенному удорожанию проекта.

В связи с этим в диссертации проанализирован ряд принципиально возможных вариантов решения указанной проблемы.

1 Строительство станции охлаждения газа (СОГ) с пропановым хладагентом. СОГ принципиально позволяет поддерживать необходимую температуру на выходе УКПГ на весь период эксплуатации месторождения. Данная технология хорошо отработана, в том числе на Уренгойском месторождении. Однако её существенным недостатком являются высокие капитальные и эксплуатационные затраты.

2 Охлаждение товарного газа в теплообменниках с использованием холодной воды Тазовской губы. Эта технология предполагает строительство двух водоводов диаметром 800 мм, мощной насосной станции и блока теплообменников типа «газ - вода». Учитывая высокий расход воды и большое содержание в ней различных механических примесей, необходимо отметить, что существует вероятность загрязнения теплообменников. Это в свою очередь потребует строительства масштабных очистных сооружений либо ввода дополнительных резервных теплообменников. Кроме того, требуется проработка всех негативных экологических аспектов данной технологии, а также её экологическая экспертиза.

3 Строительство СОГ с применением турбодетандерных агрегатов (после УКПГ). Данная схема значительно дешевле схемы «СОГ с пропановым хладагентом», при этом не требуется монтаж дополнительного оборудования в существующих технологических цехах УКПГ, а также не требуется внесение изменений в проекты технологических цехов Юрхаровского ГКМ. Однако проведенные технологические расчеты показали, что данная технология позволяет обеспечить необходимую температуру газа, только если давление газа после СОГ не превышает 6,6 МПа (но по прогнозным данным давление в магистральном газопроводе практически всегда будет превышать 6,6 МПа).

Таким образом, проанализированные выше технические решения имеют серьезные недостатки. В работе показано, что для оптимального решения рассматриваемой проблемы в качестве дополнительного холодопроизводящего процессов более целесообразно использование холода окружающей среды (воздуха), а также модификация технологии промысловой подготовки газа с применением термодинамически более эффективного процесса – изоэнтропийного расширения газа. В результате анализа различных вариантов технологических схем применительно к Юрхаровскому ГКМ в диссертации предложена новая модификация турбодетандерной технологии НТС (рисунок 1), обеспечивающая отрицательные температуры газа и конденсата на выходе с установки (без использования СОГ), увеличение выхода С3+ и одновременно позволяющая отодвинуть сроки ввода ДКС. При этом данная технология оптимально «вписывается» в существующий технологический процесс и, следовательно, может быть использована как при реконструкции 1-й очереди УКПГ Юрхаровского промысла, так и при строительстве последующих очередей.

1 – пробкоуловитель; 2 - первичный сепаратор; 3 – аппарат воздушного охлаждения; 4 – теплообменник «газ-газ»; 5 – эжектор; 6 - низкотемпературный сепаратор; 7 - низкотемпературный разделитель; 8 – теплообменник «газ-конденсат»; 9 – разделитель; 10 – буферная емкость; 11 – насосы внешнего транспорта; 12 – детандер-компрессор; 13 – трубный сепаратор

Рисунок 1 - Предлагаемая технологическая схема Юрхаровского УКПГ

с турбодетандерным агрегатом

По предлагаемой технологии компрессор турбодетандерного агрегата предлагается разместить перед аппаратами воздушного охлаждения (АВО) сырого газа, а турбину – перед низкотемпературным сепаратором. Для компримирования и утилизации газов выветривания часть высоконапорного газа (в соответствии с расчётами 1015% от общего высоконапорного потока) подаётся на эжектор, включённый в схему параллельно турбине турбодетандерного агрегата (ТДА). При этом для исключения попадания капельной жидкости на компрессор и детандер, перед ними необходимо установить высокоэффективный малогабаритный сепаратор (проведенный в работе анализ показал, что целесообразно использование нового поколения трубных сепарационных устройств, совместно разработанных ОАО «НОВАТЭК» и ООО «УК РусГазИнжиниринг», Россия).

Расчетное обоснование предложенной технологической схемы выполнено в системах технологического моделирования «ГазКондНефть» и «Гиббс». В расчетах варьировались термобарические параметры входного потока газа, а так же учитывалась возможность функционирования установки в летнее время при высоких температурах воздуха (при температуре газа после АВО не выше +25 оС). Если среднесуточная температура газа после АВО превысит +25 оС (что, по имеющимся многолетним данным метеонаблюдений, для климатических условий Юрхаровского промысла возможно крайне редко и на очень короткое время), то для поддержания необходимой температуры НТС временно можно снизить расход газа либо на этот период запланировать остановку промысла (для ежегодной ревизии и внутреннего осмотра оборудования).

В работе приведено сравнение капитальных и эксплуатационных затрат по вышерассмотренным технологиям и предложенному технологически оптимальному варианту технологии НТС с ТДА и показаны его преимущества.

В третьей главе проанализированы общие методологические аспекты производства метанола в условиях газового промысла и разработан наиболее приемлемый экономически и технологически вариант.

Известен ряд способов превращения метана в метанол. В главе исследованы пути промысловой адаптации следующих методов получения метанола на малогабаритных установках неполным окислением метана и через промежуточную стадию получения синтез-газа с последующим каталитическим превращением в метанол. Отмечено, что для обеспечения рентабельности таких установок требуется:

  • максимально упростить процессы с технологической точки зрения;
  • эффективно утилизировать тепловые потоки;
  • максимальным образом совместить технологические процессы производства метанола и на УКПГ, тем самым существенно сократить капитальные затраты.

Прямое окисление метана. Промысловый вариант технологии производства метанола неполным окислением метана разработан для условий газовых и газоконденсатных месторождений в комплексе с установкой осушки газа или с установкой низкотемпературной сепарации газа. Технология включает в себя следующие основные стадии: последовательную подачу в реакционную зону нагретого углеводородного газа и сжатого воздуха; газофазное окисление углеводородного газа в реакторе при постоянной температуре 450 °С и давлении 8,0 МПа; охлаждение реакционной смеси в реакторе; окончательное охлаждение реакционной смеси перед сепарацией, в процессе которой охлажденную реакционную смесь разделяют на отходящие газы и жидкие продукты; ректификацию полученных в процессе сепарации жидких продуктов с выделением метанола и отвод отходящего газа.

Данный способ получения метанола позволяет в условиях газовых и газоконденсатных месторождений получить метанол в одну ступень с высокой степенью конверсии метана. Также преимущество данного способа состоит в том, что отходящие газы возвращаются обратно в технологический процесс установки комплексной подготовки, не нарушая при этом режим ее работы и качество товарного газа, т. к. производительность установки получения метанола много меньше производительности комплексной подготовки газа. Основной недостаток данного метода получения метанола состоит в том, что при синтезе получается не только метанол, но и ряд других продуктов окисления метана.

Комбинированный способ парогазового риформинга и окисления метана с последующим синтезом метанола. С целью снижения выхода побочных продуктов в процессе получения метанола была разработана технологическая схема с использованием комбинированного способа парогазового риформинга и окисления метана с последующим синтезом метанола.

Предложенные способы получения метанола в промысловых условиях имеют определенные недостатки (наличие коррозионно-активных побочных продуктов, малая степень конверсии, использование кислорода и др.). В связи с этим в принципиальном отношении проработана технология получения метанола через стадию синтез-газа применительно к условиям газовых месторождений Крайнего Севера. При этом синтез-газ наиболее рационально получать методом паровой конверсии, что позволяет исключить подачу кислорода (отказ от использования кислорода значительно повышает безопасность технологического процесса). Эта технология принята в качестве основной при разработке промысловых вариантов малотоннажного производства метанола.

Далее представлены разработанные автором основные технические решения по малотоннажной установке производства метанола применительно к Юрхаровскому ГКМ. При этом были поставлены и решены вопросы интеграции установки производства метанола в объекты УКПГ. Разработанная технологическая схема малогабаритной установки приведена на рисунке 2.

1 – реактор риформинга, 2 – реактор синтеза; 3 – ректификационная колонна; 4,5,6,7,8 – теплообменники БТА, 9,10,11,12,13 – кожухотрубчатые теплообменники; 14,15 – аппараты воздушного охлаждения; 16 – котел-утилизатор; 17 – барабан-сепаратор; 18,19,20 - сепараторы; 21,22,23 - технологические емкости; 24 – компрессор; 25,26,27 – насосы; 28 – дымосос; 29 – блок подготовки воды; 30 – деаэратор

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема установки производства метанола на Юрхаровском ГКМ

Исходным сырьем для производства метанола является природный газ. В основе технологии получения метанола лежат следующие процессы:

  • паровая каталитическая конверсия парогазовой смеси под давлением 2,2 МПа при температуре 850 0С в присутствии никелевого катализатора;
  • рекуперация теплоты конвертированного газа с выработкой пара для технологических нужд производства;
  • охлаждение и осушка конвертированного газа;
  • компримирование конвертированного газа на первой ступени сжатия до 4,55 МПа, циркуляционного газа после смешения со свежим на второй ступени сжатия до 5,0 МПа;
  • синтез метанола на низкотемпературном медьсодержащем катализаторе СНМ-1 под давлением 5,0 МПа при температуре 220-280 °С;
  • ректификация метанола-сырца для получения конечного продукта - метанола, концентрации 93 % масс.

Паровая конверсия природного газа осуществляется в печи риформинга (трубчатой печи). Соотношение пар: газ поддерживается 3:1 (обоснование соотношения 3:1 дано в следующей главе). Объемная скорость процесса конверсии составляет 800 1000 ч -1. Для обеспечения долговечности труб, а также повышения эффективности процесса риформинга, на установке использован никелевый катализатор НИАП-03-01 (оптимальной геометрической формы и улучшенной структуры порового пространства, что позволяет снизить энергозатраты, увеличить срок службы катализатора и труб, а также, при необходимости, увеличить производительность трубчатой печи).

Для обеспечения производства умягченной водой требуемого качества, а также снабжения установки водой питьевого качества предусмотрен комплекс очистки речной

воды. Комплекс очистки воды включает в себя: блоки осветлительных фильтров, установки ультрафильтрации, обратного осмоса и финишной ионообменной очистки, а также установку ультрафильтрационной стерилизации для обеззараживания питьевой воды. Данная система водоподготовки характеризуется компактностью, малым потреблением химических реагентов и высокой степенью автоматизации.

Конвертированный газ с давлением 1,88 МПа и температурой 35 °С поступает на всас компрессорного агрегата. Сжатие газа на первой ступени предусматривается до 4,55 МПа. Охлаждение газа в межступенчатых охладителях осуществляется промежуточным теплоносителем - тосолом от замкнутого циркуляционного контура. С нагнетания первой ступени сжатия конвертированный газ после смешения с циркуляционным поступает на вторую ступень, где газовая смесь сжимается с давления 4,55 до 5,0 МПа и далее подается в отделение синтеза.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»