Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния подготовки природного газа на газоконденсатных месторождениях крайнего севера (на примере юрхаровского ГКМ) 11
1.1 Общая характеристика Юрхаровского месторождения 12
1.2 Технология промысловой подготовки газа Юрхаровского ГКМ 15
1.3 Оптимизация удельного расхода метанола на технологические процессы
промысловой подготовки газа 21
1.4 Экологические аспекты завоза метанола 27
1.5 Анализ технологий получения метанола из природного газа 29
2 Совершенствование технологий промысловой подготовки газа и конденсата для повышения рентабельности газовых промыслов 35
2.1 Технологические схемы совместной подготовки сеноманского и валанжинского газов 36
2.2 Применение турбодетандерных агрегатов в технологии подготовки газов газоконденсатних залежей 46
3 Разработка технологий производства метанола в промысловьгх условиях 55
3.1 Пути адаптации технологий производства метанола УК условиям газового промысла 55
3.2 Краткая характеристика и обоснование решений по технологии производства метанола на Юрхаровском промысле 58
3.3 Разработка комплексной технологической схемы подготовки газа с установкой производства метанола 92
4 Исследование влияния технологических параметров на эффективность работы установки получения метанола 103
4.1 Методика проведения исследований 103
4.2 Исследование влияния технологических параметров на эффективность работы установки производства метанола 108
5 Обоснование экологической безопасности эксплуатации малотоннажных установок производства метанола в условиях крайнего севера 122
5.1 Газовые выбросы 122
5.2 Сточные воды 125
5.3 Твердые отходы 127
Заключение 130
Список использованных источников 132
- Общая характеристика Юрхаровского месторождения
- Технологические схемы совместной подготовки сеноманского и валанжинского газов
- Пути адаптации технологий производства метанола УК условиям газового промысла
- Методика проведения исследований
Введение к работе
Топливно-энергетическая отрасль является ключевой как для всего мирового хозяйства, так и для каждой национальной экономики в отдельности. Для России ТЭК играет еще более значимую роль, чем для других стран мира, особенно на современном этапе развития. Принимая во внимание разнообразие направлений ТЭК, следует выделить его важнейшую газовую составляющую. На долю России приходится более 30 % мировых запасов газа. Газодобывающая отрасль в России характеризуется высокими темпами развития. По прогнозам к 2025 г. произойдет удвоение объемов добычи газа, при этом более 60 % добычи газа будет сосредоточено в районах Крайнего Севера.
Перспективы развития газовой промышленности связаны с освоением нижних глубокозалегающих горизонтов - газоконденсатных залежей валанжинских, ачимовских и др. отложений. Освоение таких залежей требует больших организационных и научно-технических усилий. Разработчикам месторождений необходимо решить комплекс технологических, экологических и социальных проблем, связанных с отсутствием развитой инфраструктуры, сложными горногеологическими и геокриологическими условиями, высокой чувствительностью окружающей среды к техногенным воздействиям и др. Решение этих проблем будет сопровождаться разработкой и внедрением новых технологий и технических средств, направленных на снижение себестоимости добычи газа и обеспечение жестких экологических требований. Прежде всего имеются в виду новые технологии проводки скважин повышенной производительности и технологии управления процессом разработки месторождений. Транспортировка газа из этих месторождений осуществляется по магистральным газопроводам, расположенным в зоне распространения многолетнемерзлых пород. На температурный режим работы газопроводов налагаются жесткие требования с целью обеспечения их эксплуатационной надежности и сохранности вечной мерзлоты. Важнейшей составляющей в этом комплексе является оптимизация технических решений промысловой подготовки газа с целью снижения капитальных и эксплуатационных затрат при освоении месторождений.
Наиболее актуальны рассматриваемые проблемы для Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в Тазовском районе Ямало-Ненецкого района Тюменской области непосредственно на берегу Тазовской губы. На начало освоения месторождения здесь полностью отсутствовала какая либо инфраструктура. Важный аспект его освоения связан с природоохранной зоной Тазовской губы. Выделен ряд эксплуатационных объектов с сильно различающимися газоконденсатными характеристиками, что усложняет технологию подготовки газа. Для предотвращения негативных явлений, связанных с протаиванием многолетнемерзлых пород вокруг газопровода, его необходимо прокладывать на термостатических свайных основаниях с теплоизоляцией по всей длине, что приводит к увеличению капитальных затрат и снижению рентабельности добычи газа.
Крайнюю остроту здесь принимают вопросы предупреждения гидратообразования при использовании в качестве ингибитора метанола. Следует особо подчеркнуть, что с развитием масштабов добычи газа в районах Крайнего Севера потребление метанола будет возрастать. На текущий момент потребность в метаноле только в ОАО «Газпром» достигает 400 тыс. т/год. Рост потребления метанола сопровождается увеличением его стоимости. В настоящее время метанол на российском рынке предлагается по цене более 13 000 руб. за тонну. Доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость, Поэтому исследования, направленные на сокращение эксплуатационных затрат по предупреждению гидратообразования, в том числе и разработка вариантов технологии производства метанола непосредственно на промысле, являются актуальными.
Перспективы развития газовой промышленности в России в первую очередь связаны с освоением газовых и газоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера. Транспортировка газа из этих месторождений осуществляется по магистральным газопроводам, расположенным в зоне распространения многолетнемерзлых пород. На температурный режим работы газопроводов налагаются жесткие требования с целью обеспечения их эксплуатационной надежности и сохранности вечной мерзлоты. При падении пластового давления в процессе разработки месторождения и подключения ДКС в технологическую схему УКПГ, температура газа на входе в УКПГ повышается, что приводит к положительным по Цельсию температурам товарного газа. Для предотвращения негативных явлений, связанных с протаиванием многолетнемерзлых пород вокруг газопровода, его необходимо прокладывать на термостатических свайных основаниях с теплоизоляцией по всей длине, что приводит к увеличению капитальных затрат и снижению рентабельности добычи газа. Более эффективным направлением, позволяющим снижать температуру товарного газа на выходе из УКПГ, является совершенствование технологий подготовки газа с применением детандер-компрессорных агрегатов.
Другой важной проблемой газодобычи в условиях Крайнего Севера является предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа, что осуществляется с использованием ингибитора гидратообразования -метанола. Следует подчеркнуть, что увеличение масштабов добычи газа приводит к пропорциональному увеличению потребления метанола. В тоже время доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость. Поэтому исследования, направленные на сокращение эксплуатационных затрат по предупреждению гидратообразования, в том числе и разработка вариантов технологии производства метанола непосредственно на промысле, являются актуальными.
Цель работы — разработка комплексных технологических схем подготовки скважинной продукции к дальнему транспорту в районах Крайнего Севера, включая технологию получения метанола из природного газа в промысловых условиях на установках комплексной подготовки природного газа (УКПГ). Основные задачи исследования;
1. Анализ эффективности промысловой подготовки газа эксплуатируемых УКПГ северных месторождений (на примере Юрхаровского промысла). Определение основных направлений решения технологических проблем. 2. Разработка модификаций технологических схем промысловой подготовки природных газов многопластовых месторождений Севера Западной Сибири с учетом технических требований по показателям качества товарного газа и его температуре.
3. Анализ технологических потерь метанола - ингибитора гидратообразования на установках комплексной подготовки газа (УКПГ).
4. Поиск путей адаптации к промысловым условиям традиционных методов получения метанола с использованием в качестве сырья природного газа (метана).
5. Разработка новых технологических схем производства метанола в промысловых условиях. Проектирование малотоннажной опытно-промышленной установки, интегрированной в технологический процесс подготовки газа на УКПГ-1 Юрхаровского месторождения.
6. Экспериментальное исследование влияния технологических параметров на показатели работы опытно-промышленной установки производства метанола. Учет экологических аспектов влияния производства метанола на чувствительные экосистемы Крайнего Севера.
Методы решения поставленных задач.
Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских и опытно-промышленных работ с применением современных физических и физико-химических методов исследований. Использованы методы прикладной термодинамики для расчета фазовых равновесий газоконденсатных смесей и моделирование технологических процессов с привлечением современных лицензионных программных продуктов (моделирующих технологических комплексов «ГазКондНефть» и «Гиббс»). Экспериментальные исследования выполнены на опытно-промышленной установке производства метанола на Юрхаровском месторождении. При выполнении научных исследований и анализе результатов использовались методы математического моделирования и статистической обработки данных. Основные защищаемые положения.
1. Новые модификации технологических схем промысловой подготовки природных газов различных продуктивных горизонтов применительно к многопластовым газовым и газоконденсатным месторождениям в районах со сложными геокриологическими и горно-геологическими условиями.
2. Методический подход к проектированию рентабельных технологий малотоннажного производства метанола в промысловых условиях, максимально-интегрированных с установками комплексной подготовки газа.
Создание опытно-промышленной малотоннажной установки на Юрхаровском промысле ОАО «НОВАТЭК». Отработка технологии, анализ экспериментальных данных по показателям работы и оптимизация технологического режима установки.
Научная новизна.
1. Впервые разработаны новые технологические схемы подготовки скважинной продукции многопластовых газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, в которых используется изоэнтропийное расширение газового потока и обеспечиваются рациональные параметры технологического процесса (температурный уровень минус 30 °С, температуры выходных потоков газа и конденсата 0....минус 2 °С).
2. Выявлено, что при добыче сеноманского газа до 10- 15 % от объемов добычи валанжинских газов целесообразно проводить их совместную промысловую подготовку с использованием в качестве холодопроизводящего процесса расширение потока валанжинского газа.
3. Впервые установлены рациональные технологические параметры совмещенной с УКПГ малотоннажной установки получения метанола из природного газа — термодинамические режимы конверсии парогазовой смеси и реактора синтеза, а также соотношение расходов водяного пара и метана (3:1).
Практическая значимость.
1. Технологическая схема промысловой подготовки газа с детандер-компрессорными агрегатами включена в проект обустройства второй очереди Юрхаровского месторождения. Она обеспечивает температуру поступающего в магистральную газотранспортную систему товарного газа на уровне 0 - минус 2 °С, и позволяет отодвинуть ввод ДКС на два года при сохранении степени извлечения углеводородного конденсата.
2. Впервые спроектирована, создана и пущена в опытно-промышленную эксплуатацию на Юрхаровском промысле рентабельная малотоннажная установка производства метанола, интегрированная в технологические объекты УКПГ (производительность установки 12,5 тысяч тонн в год).
3. Предложен и обоснован комплекс технических решений, обеспечивающих экологическую безопасность эксплуатации малотоннажных установок производства метанола в районах Крайнего Севера.
Апробация работы.
Основное содержание работы доложены на пяти научно-технических конференциях: второй международной конференции «Метанол 2007» (Москва март 2007 г.); международной конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», (Москва, ИПНГ РАН, апрель 2007); отраслевой конференции «Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазового комплекса» (Анапа, май 2008), международной конференции по газовым гидратам (Ванкувер, 2008 г.), международной научно-практической конференции "Техника и технологии добычи и подготовки нефти и газа в осложнённых условиях эксплуатации" (Москва, ЦБК «Экспоцентр», июнь 2008).
Результаты работы докладывались на научных семинарах в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (кафедра «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»), на научно технических советах ОАО «НОВАТЭК», ОАО Газпром и ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2005 - 2008 гг.).
Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 15 печатных работах, в том числе: 1 брошюра, 8 статей, три тезиса доклада на научных конференциях, 3 патента РФ. Две публикации помещены в изданиях, включенных в перечень ВАК.
Общая характеристика Юрхаровского месторождения
Основные газовые и газоконденсатные месторождения расположены в труднодоступных районах Крайнего Севера. При этом 85% добычи газа производится на севере Тюменской области на крупных месторождениях: таких как Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, которые находятся на стадии падающей добычи. Дальнейший прирост и поддержание достигнутых объемов добычи газа и конденсата в основном будут осуществляться за счет месторождений находящихся на начальной стадии разработки, таких как Южно-Русское, Береговое и Юрхаровское газоконденсатные месторождения.
Юрхаровское ГКМ расположено за полярным кругом на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе, на границе Пуровского и Надымского районов, в юго-восточной части Тазовского полуострова (см. рис. 1.1.). Месторождение открыто в 1970 году и расположено в экстремальных природно-климатических условиях, накладывающих отпечаток на все особенности освоения месторождения.
Районирование области по степени сложности природных условий для строительства дорог, промышленного и гражданского строительства относит территорию месторождения к особо сложным районам. С точки зрения условий для жизни населения рассматриваемая территория относится к малоблагоприятным. Транспортное сообщение района преимущественно воздушное и водное. Главными водными артериями являются Тазовская губа и р. Монгаюрбей. Навигация на них длится с середины июля до середины сентября. В зимний период транспортное сообщение осуществляется по зимнику.
Юрхаровское куполовидное поднятие (КП), по кровле отражающего горизонта Ті очерчивается замкнутой изогипсой - 4220 м, имеет максимальную амплитуду воздымания 220-230 м и площадь около 1200 км . Восточная часть КП, составляющая порядка 400 км , находится в акватории Тазовской губы. Наиболее значительный по площади и амплитуде западный купол Юрхаровского КП является основным объектом поиска залежей нефти и газа в среднеюрском и возможно ачимовском нефтегазоносных комплексах.
Начальный этап изучения геологического строения и перспектив нефтегазоносности верхней части осадочного чехла на Юрхаровской площади начался бурением в 1970 году скважины до глубины 1275 м, заложенной в присводовой части поднятия, при испытании которой из пласта ПК] был получен газовый фонтан. Вслед за ней в 1970 году были пробурены еще две скважины, с целью изучения тектонического строения площади, определения ГВК и размеров сеноманской залежи. Первая глубокая поисковая скважина была пробурена в 1974 году до глубины 3200 м в присводовой части структуры, она выявила 7 газоконденсатных залежей.
Следующий этап разведки Юрхаровского месторождения начался в 1987 г. До 1992 года пробурено 12 разведочных скважин. Были открыты газоконденсатные залежи в пластах БУ8 , БУ8 и БУ8 , обнаружены нефтяные оторочки в пластах БУ8 , БУ8 и БУ8 , подтверждена водоносность пластов БУц, БУю, БУд , БУ6. По состоянию на 1.05.2008 г на Юрхаровском месторождении пробурены 28 поисково-разведочных скважин, установлена нефтегазоносность сеноманских и неокомских отложений. Самая глубокая скважина глубиной 3380 м вскрыла валанжинские отложения. В настоящее время проводится разведка ачимовских и верхнее-юрских отложений.
По последним разведочным данным в отложениях меловой системы Юрхаровского месторождения выявлено 15 продуктивных пластов, содержащих одну газовую (пласт ПК]), 11 газоконденсатных (ПКі8, ПКі9, АУ7, БУі.2, БУ3, БУ5, БУ 5, БУ 6, БУ 8, БУ 9, БУ 9) и три нефтегазоконденсатных залежи (БУ 8, БУ 8 и БУ 8). Учет характера насыщенности залежей, границ их распространения, величины запасов газа, конденсата и нефти, позволяет выделить шесть объектов разработки.
Месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в начале 2003 года. Текущий накопленный отбор пластового газа составляет около 6 % от начальных запасов промышленных категорий, эксплуатационный фонд скважин -19 единиц. Из них 8 скважин наклонно-направленных, 11 - с горизонтальным или субгоризонтальным окончанием. Разбуривание Юрхаровского месторождения на этапе ОПЭ проведено скважинами различной конструкции, в том числе — горизонтальными. Цель: выявить преимущества и недостатки скважин, изучить добывные возможности и особенности эксплуатации, выбрать рекомендуемую конструкцию для последующего разбуривания месторождения. Эксплуатационные скважины вскрывают четыре из шести эксплуатационных объектов. Прежде всего следует отметить, что продуктивность сеноманских отложений значительно ниже других объектов разработки. Средний дебит газа составляет около 600 тыс. м /сут. при средней депрессии 0,25 МПа. Наиболее продуктивными отложениями на Юрхаровском месторождении являются пласты АУ 7 и БУ 1-2. Средние дебиты скважин по этим пластам составляют 1,6 - 1,8 млн.м3/сут. при депрессиях 0,7 - 0,9 МПа. На низкопроницаемых пластах БУ8.9 благодаря применению горизонтальных скважин удалось обеспечивать достаточно высокие дебиты на уровне 800 тыс.м /сут. при средней депрессии около 6 МПа. В ближайшие годы намечается поэтапный выход месторождения на максимальную производительность.
Таким образом, основные особенности разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения состоят в следующем: Расположение значительной части месторождения в акватории Тазовской губы и наличие весьма жестких природоохранных требований к территории месторождения; Отсутствие какой-либо инфраструктуры на момент освоения месторождения; Многопластовый характер месторождения с сильно различающимися газоконденсатными характеристиками эксплуатационных объектов. При этом отмечается низкая продуктивность сеноманских отложений по сравнению с более глубокими продуктивными горизонтами; Необходимость использования высокопроизводительных скважин с большими отклонениями от вертикали и горизонтальными окончаниями при разбуривании месторождения с берега, а в перспективе, - переход на многозабойные скважинные технологии.
В настоящее время основным процессом промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений России является процесс низкотемпературной сепарации с охлаждением газа за счет использования избыточного (по сравнению с газопроводом) давления на входе в промысловую установку [6,7,9,11,16,33,34,39,42,75,77,82,93]. Охлаждение газа осуществляется посредством его дросселирования, т.е. используется эффект Джоуля-Томсона. Процесс дросселирования является изоэнтальпийным и при характерных термобарических условиях функционирования промысловых установок для газоконденсатных залежей северных месторождений приводит к значительному снижению температуры обрабатываемого газа (3,0 - 4,5 градуса на 1,0 МПа), причем величина дифференциального дроссель-эффекта зависит от состава газоконденсатной смеси и возрастает с понижением температуры газа до дросселя).
Таким образом, метод низкотемпературной сепарации (НТС) основан на конденсации гомологов метана из природного газа, обычно при температуре от минус 10 до минус 30 С, и последующем разделении жидкой и газовой фаз, находящихся в состоянии, достаточно близком к термодинамическому равновесию.
Что касается чисто газовых залежей, промысловая подготовка которых сводится в его осушке до требуемых отраслевым стандартом кондиций, то здесь традиционно используются абсорбционные (гликолевая осушка) и адсорбционные (осушка на твердом адсорбенте - силикагеле). При этом преимущественно используются абсорбционные методы.
Технологические схемы совместной подготовки сеноманского и валанжинского газов
На большинстве эксплуатируемых газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области объемы добычи газа из газовых сеноманских залежей значительно преобладают над объемами добычи продукции нижнемеловых газоконденсатных залежей. Задачи промысловой подготовки продукции газовых (сеноманских) и газоконденсатных (нижнемеловых) залежей существенно отличаются: при подготовке газоконденсатного флюида кроме удаления влаги (в соответствии с ОСТ 51.40-93) проводится целевое извлечение газового конденсата и его подготовка для дальнейшей переработки. В результате этого промысловая подготовка газа сеноманских и нижнемеловьгх (валанжинских) залежей проводится по принципиально различающимся технологиям. При этом строятся отдельные установки комплексной подготовки сеномаиского и валанжинского газа (УКПГ). Подготовка газа сеноманских залежей в основном осуществляется на установках гликолевой осушки газа, а газа газоконденсатных залежей - на установках низкотемпературной сепарации (НТС) или низкотемпературной абсорбции (НТА).
Существенной особенностью Юрхаровского газоконденсатного месторождения является значительное преобладание объемов добычи газоконденсатного флюида нижнемеловых залежей над объемами добычи газа сеноманских залежей. Такая же ситуация будет характерна и для ряда перспективных газоконденсатных месторождений Западной Сибири и о-ва Ямал, например, для группы месторождений Большахетской впадины. В этом случае появляется принципиальная возможность использовать холодопроизводящий процесс подготовки газов валанжинских залежей для охлаждения и осушки сеномаиского газа. Предлагаемый ниже методологический подход позволяет сократить капитальные и эксплуатационные затраты на обустройство многопластовых месторождений.
Таким образом, применительно к разработке Юрхаровского месторождения целесообразно создание единой комплексной системы промысловой подготовки добываемых флюидов сеноманских и нижнемеловых залежей с целью экономии затрат на обустройство и эксплуатацию месторождения. Для анализа этой возможности было разработано несколько технологических схем совместной подготовки продукции валанжинских и сеноманских горизонтов по схеме низкотемпературной сепарации (НТС). В этих схемах оптимизированы материальные и тепловые потоки, что позволило использовать холод, получаемый при дросселировании валанжинского газа, для подготовки сеноманского газа и, соответственно, обеспечить его показатели качества в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93. В результате этого также сокращены набор оборудования и, соответственно, капитальные и эксплуатационные расходы, т.к. при совместной подготовке по схеме НТС не требуются абсорбенты (ДЭГ, ТЭГ), а также системы их регенерации.
Принципиальная технологическая схема совместной подготовки газа сеноманской и газоконденсатных залежей, представлена на рис. 2.1. Эта схема внедрена на Юрхаровском ГКМ и позволяет обеспечить качество осушенного газа, поступающего в газопровод внешнего транспорта. Поддержание температурного режима в низкотемпературном сепараторе на уровне минус 30 С позволяет осуществить качественную осушку газа по воде и углеводородам и заведомо обеспечить показатели качества товарного газа по отраслевому стандарту ОСТ 51.40-93.
По разработанной схеме (рис. 2.1) технология подготовки газа валанжинских залежей осуществляется по методу НТС двухступенчатой сепарацией с извлечением из валанжинского газа углеводородного конденсата и одновременной осушкой сеноманского газа. В то же время технология подготовки газа сеноманской залежи заключается в первичной сепарации газа (сепаратор 6) дросселировании газа (на дросселе 5) сепарации газа в малогабаритном трубном сепараторе 7 (сепаратор 7 может отсутствовать в технологической схеме) и подачей газа на смешение с потоком валанжинского газа перед низкотемпературным сепаратором 4.
В начальный период эксплуатации многопластового месторождения давление сеноманского газа на входе в УКПГ составляло -10-11 МПа, а температура находилась в диапазоне 10-12 С. Эти показатели являются типовыми для сеномансюлх залежей и характерны не только для Юрхаровского месторождения. При переходе к разработке новых сеноманских залежей на п-вах Ямал и Гыдан можно ожидать понижения входной температуре газа на УКПГ, например, на недавно введенном в эксплуатацию Находкинском месторождении входная температура газа перед ЗПА составила плюс 7-8 С.
С точки зрения обеспечения температуры сепарации на уровне минус 28 -30 С, то в начальный период эксплуатации технологической линии НТС имеется запас по производству холода (при использовании дросселирования как холодопроизводящего процесса) на 6 - 8 С. Поэтому при температуре сеноманского газа, поступающего на смешение, на уровне 0 С, в рамках рассматриваемой технологии доля сеноманского газа может доходить до 15 %. Точки росы получаемого товарного газа по влаге и углеводородам при этом сохраняются на уровне минус 30 С, т.е. по отношению к требованиям отраслевого стандарта получается существенный запас в 10 - 20 С (в зависимости от времени года) по точке росы газа по влаге.
Увеличить период работоспособности рассматриваемой технологии можно посредством перехода на более эффективный холодопроизводящий процесс — изоэнтропийное расширение газа, т.е. использование детандер-компрессорных агрегатов (см. раздел 2.2). При переходе на компрессорный период эксплуатации технологическая схема по рис. 2.1 может быть модифицирована (использование АВО газа для дополнительного охлаждения сеноманского газа и др.).
Особенностью технологии совместной подготовки сеноманского и вал анжи некого газов на Юрхаровском промысле является увеличение (по сравнению с аналогичными промысловыми установками по подготовке только валанжинского газа) уноса легких углеводородов газового конденсата в растворенном состоянии с осушенным газом. Это следствие фазовых превращений в результате прямого контакта сеноманского и валанжинского газовых потоков в низкотемпературной ступени сепарации установки НТС.
Вопрос возможных потерь углеводородного конденсата из-за смешения валанжинского и сеноманского потоков газа перед низкотемпературным сепаратором был нами проанализирован с использованием расчетного комплекса ГазКондНефть при фактических режимах работы УКПГ Юрхаровского промысла. Результаты расчетов показали, что смешение потоков сеноманского и валанжинского газов (в соотношении 1:8) приводит к тому, что потери легких углеводородов увеличиваются на 10-12%, что являетсятехнологически допустимым.
Пути адаптации технологий производства метанола УК условиям газового промысла
Обсудим возможности промысловой адаптации двух методов получения метанола: неполным окислением метана и через промежуточную стадию получения синтез-газа с последующим его каталитическим превращением в метанол. 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 неполное окисление метана. Промысловый вариант технологии производства метанола неполным окислением метана разработан для условий газовых и газоконденсатних месторождений в комплексе с установкой осушки газа или с установкой низкотемпературной сепарации газа. Технология включает в себя следующие основные стадии (рис. 3.1): - 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.
Применение предлагаемого способа получения метанола отличается тем, что в условиях газовых и газоконденсатных месторождений позволяет 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.
Принципиальная технологическая схема установки производства метанола комбинированным способом парогазового риформинга и окисления метана с последующим синтезом метанола приведена на рис. 3.2. Установка для получения метанола содержит 2-х ступенчатый реактор 7 для проведения реакции синтеза метанола, с выносным теплообменником 3 для охлаждения реакционной смеси с целью проведения изотермической реакции, который соединен через теплообменник «газ-газ» 4 с реактором 5 предварительного парового риформинга в виде трубчатого реактора, где трубки заполнены катализатором, межтрубное пространство отделяется трубной доской, куда подается горячий синтез-газ из реактора окончательного риформинга. Для проведения окончательного риформинга в реакторе 6 имеется смесительное устройство для смешения газов предварительного риформинга с кислородом снабженное запальником для запуска установки, а также реактор 6 заполняется катализатором, верхний слой катализатора защищается керамическими плитками (шариками) от запекания катализатора. Кислород подается с установки получения кислорода, которая поставляется комплектно. Реакционная смесь с реактора 7 для охлаждения подается в межтрубное пространство теплообменника «газ-газ» 2, в трубное пространство которой подается углеводородный газ с установки комплексной подготовки газа, в поток которого впрыскивается химически очищенная вода, направляемая с теплообменника «газ-жидкость» 8. Охлажденная реакционная смесь до температуры 20-35 С поступает в сепаратор 1 для выделения метанола-сырца. Метанол-сырец направляется в парк хранения для дальнейшего использования, а не прореагировавший синтез-газ возвращается на УКПГ для использования на собственные нужды или на смешение с товарным газом. Рисунок 3.2 - Технологическая схема установки производства метанола комбинированным способом 1 — сепаратор; 2, 3, 4, 8 — теплообменники; 5 — реактор предварительного риформинга; 6 - реактор окончательного риформинга; 7 - реактор синтеза метанола.
Предложенные выше 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.
С учетом выполненного выше анализа направлений промысловой адаптации технологий получения метанола для производства метанола в условиях Юрхаровского газоконденсатного промысла была выбрана технология, в основе которой лежит процесс конверсии парогазовой смеси с последующим синтезом метанола [47,48,49, 102]. Получение синтез-газа паровой конверсией позволяет исключить подачу кислорода. Рассматриваемый аспект является существенным, т.к. отказ от использования кислорода значительно повышает безопасность технологического процесса. Тем самым из технологической схемы исключается блок выделения кислорода из воздуха.
Исходным сырьем для производства метанола является природный газ. В основе технологического процесса получения метанола лежат следующие методы производства: - паровая каталитическая конверсия парогазовой смеси под давлением 2,2 МПа при температуре 850С в присутствии никелевого катализатора; - рекуперация тепла 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-конденсата под давлением 0,02 МПа для выработки товарного метанола. Ниже приведены физико-химические основы и обоснование принятого метода производства по основным стадиям процесса. Конверсия парогазовой смеси Процесс конверсии основан на следующих реакциях окисления метана и его гомологов водяным паром: ОД + Н20 = СО + ЗН2 - Q, (3.1) СО + Н20 = С02 + Н2 + Q, (3.2) СН4 +2Н20 = С02 + 4Н2 - Q (3.3) CnHm + пН20 = пСО + (2п+ш)/2Н2 (3.4) Паровая конверсия природного газа осуществляется в трубчатой печи риформинга. Во избежание осаждения углерода на катализаторе соотношение пар: газ поддерживается в пределах 3:1. Рекомендуемая оптимальная объемная скорость процесса конверсии составляет 800 1000 ч " . Эти оптимальные параметры обоснованы специальными исследованиями, выполненными на опытно-промышленной установке (см. следующую главу).
Методика проведения исследований
Установка комплексной подготовки газа с интегрированной установкой производства метанола состоит из большого числа разнотипных аппаратов, связанных между собой в единую технологическую систему. Характер этих связей различен: продукты и полупродукты, получаемые в одних аппаратах передаются в другие; выделяющаяся теплота, например, в результате реакций риформинга и синтеза метанола в реакторах утилизируется в теплообменниках-рекуператорах.
При выборе оптимального технологического режима установки необходимо не только выбрать наиболее эффективные режимы работы каждого аппарата [1], но и установить между отдельными аппаратами и блоками аппаратов связи, обеспечивающие оптимальную работу установки в целом.
Оптимизация работы такой установки связана с большими трудностями, причиной которых является высокая размерность исходной задачи. Поэтому целесообразно общую задачу разбить на ряд подзадач.
В связи с этим, на первом этапе велась разработка и оптимизация работы отдельных аппаратов, а затем разработка и оптимизация технологического режима всего газового промысла, объединяющей аппараты и их блоки между собой. При этом учитывалось, что при независимой оптимизации критерии оптимальности отдельных аппаратов или их блоков могут противоречить другу-другу и формальное соединение оптимальных подсистем может и не привести к оптимальности системы в целом.
Для решения некоторой оптимальной задачи, например, определение оптимального режима работы реактора, решались четыре основные задачи [3]: 1. Выбор критерия эффективности аппарата. Эффективность оценивалась количественными показателями или критериями эффективности. При всем многообразии частных характеристик, определяющих эффективность, эти характеристики были сгруппированы по: - производительности; - надежности; - стоимости; - капитальным затратам; - энергетическим затратам. 2. Определение параметров, значения которых в процессе оптимизации можно изменять независимо, например, температура, с которой подаются исходные продукты в реактор; 3. Определение влияния ограничений на технологические параметры, например, температура в реакторе риформинга ограничена верхним и нижним пределами, так как при низких температурах будет мала скорость реакции, а при высоких интенсивно идут побочные реакции; 4. Выбор количественных показателей, позволяющих сравнивать варианты работы аппаратов и выбирать из них оптимальный.
С целью оптимизации технологического режима установки производства метанола были выбраны следующие параметры: - соотношение исходных реагентов парогазового риформинга; - влияние температуры на процессы риформинга парогазовой смеси и синтеза метанола; - влияние площади поверхности никелевого катализатора НИАП-03-01 на процесс парогазового риформинга. Ниже приводятся результаты исследования следующих параметров: соотношение исходных реагентов парогазового риформинга и влияние температуры на процессы риформинга парогазовой смеси и синтеза метанола Соотношение исходных реагентов парогазового риформинга
В работе использовалось два фактора влияния соотношения исходных реагентов на увеличение выхода целевого продукта.
Термодинамический фактор заключается в том, что избыток одного исходного компонента увеличивает максимальное, равновесное превращение другого. В паровой конверсии метана (СН4 + Н20 = СО + ЗН2) стехиометрическое соотношение реагентов СН4 : Н20 =1 : 1. В промышленных условиях используется трехкратный избыток Н20.
Кинетический фактор обусловлен особенностями механизма и кинетики протекающего процесса. В конверсии метана реакция протекает во внешне-диффузионной области и лимитируется переносом метана - его концентрация у поверхности катализатора мала. При стехиометрическом соотношении исходных реагентов 1 : 1 также мала будет концентрация молекул воды. В этих условиях метан окисляется в основном до СО. Необходим избыток воды, чтобы он вытеснил метан с поверхности катализатора, и тогда последний окисляется преимущественно до С02. Используя соотношение СН4 : Н20 =1:3 создается большой избыток кислорода воды у поверхности катализатора, что и обеспечивает избирательное окисление метана..
