Повышение эффективности технологических процессов при промысловой подготовке природного газа с низким конденсатным фактором тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Дунаев Александр Валентинович

• Дунаев Александр Валентинович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Дунаев Александр Валентинович

Введение

Глава 1 Современное состояние технологических процессов при

промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей

1.1 Общая характеристика технологических процессов при

промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей

1.2 Основные модификации процесса НТС

1.3 Основные модификации процессов регенерации и утилизации метанола

1.4 Основные модификации процесса стабилизации газового конденсата

1.5 Выводы к главе

Глава 2 Результаты исследований особенностей технологических

процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ

2.1 Общие сведения об УКПГ-Н и описание технологических

процессов установки

2.2 Результаты промысловых исследований характерного технологического режима работы УКПГ-Н в начальный период эксплуатации апт-альбских залежей

2.3 Особенность формирования ТТРУВ товарного газа при

промысловой подготовке газа с низким КФ

2.4 Особенность материальных балансов технологических процессов

при промысловой подготовке газа с низким КФ

2.5 Особенность фазовых диаграмм подготавливаемого газа с низким КФ

2.6 Особенность охлаждения подготавливаемого газа с низким КФ

при изоэнтальпийном и изоэнтропийном расширении

2.7 Выводы к главе

Глава 3 Научно-технические решения по повышению эффективности технологических процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ

3.1 Научно-техническое решение по предотвращению «утяжеления» газового конденсата в низкотемпературных сепараторах путём ограничения сброса в них газового конденсата из промежуточных сепараторов при промысловой подготовке газа с низким КФ

3.2 Анализ целесообразности разработки и последующего применения более совершенных низкотемпературных сепараторов при

промысловой подготовке газа с низким КФ

3.3 Научно-техническое решение по применению более низкой температуры НТС (минус 40 °С и ниже) при промысловой подготовке газа с низким КФ, чем применяемая в существующей промысловой практике

3.4 Новый способ сбора и утилизации низконапорного газа при промысловой подготовке газа с низким КФ

3.5 Выводы к главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Список терминов

Список литературы

Приложение А. Рисунок А.1 - Обзорная карта севера Западной Сибири

Приложение Б. Таблица Б.1 - Составы газов апт-альбских, валанжинских

и ачимовских залежей (без учёта воды), которые использовались в

расчётных исследованиях

Приложение В. Таблица В.1 - Физико-химические свойства углеводородных фракций газа апт-альбских залежей, которые

использовались в расчётных исследованиях

Приложение Г. Таблица Г.1 - Физико-химические свойства углеводородных фракций газа валанжинских залежей, которые

использовались в расчётных исследованиях

Приложение Д. Таблица Д. 1 Физико-химические свойства

углеводородных фракций газа ачимовских залежей, которые

использовались в расчётных исследованиях

Приложение Е. Математическое описание процесса ингибирования гидратообразования на УКПГ-Н Ныдинского участка Медвежьего НГКМ, применяющееся в ООО «Газпром добыча Надым»

для расчёта норм расхода метанола на данной установке

Приложение Ж. Акт внедрения «Алгоритмы расчёта норм расхода метанола при промысловой подготовке газа на газовых промыслах

ООО «Газпром добыча Надым» (копия)

Приложение И. Акт внедрения «Изменение технологического режима работы

УКПГ Бованенковского НГКМ» (копия)

Приложение К. Акт внедрения «Внесение изменения в проект обустройства апт-сеноманских залежей Харасавэйского ГКМ» (копия)

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологических процессов при промысловой подготовке природного газа с низким конденсатным фактором»

Актуальность темы исследования

Газовая промышленность является одной из наиболее значимых отраслей Российской Федерации. Природный газ (далее - газ) является важнейшим источником тепловой и электрической энергии. Кроме того, газ и извлекаемый из него газовый конденсат являются ценными видами сырья для химической промышленности. Экспорт газа за рубеж обеспечивает значительные объёмы поступления денежных средств в бюджет страны, что позволяет решать многие вопросы социального, научно-технического и промышленного развития. В настоящее время и в ближайшей перспективе основные производственные мощности по добыче газа Российской Федерации сосредоточены на производственных объектах севера Западной Сибири - в Надым-Пур-Тазовском районе и на полуострове Ямал.

Основные объёмы добычи газа на севере Западной Сибири в прошлые годы обеспечивались разработкой сеноманских газовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений (далее - НГКМ) Надым-Пур-Тазовского района, таких как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Юбилейное, Ямсовейское и Медвежье. В настоящее время наряду с расширением мощностей по добыче сеноманского газа всё более широко и интенсивно вводятся в разработку конденсатсодержащие залежи, добываемый газ из которых содержит гораздо больше углеводородов С2+В.

До недавнего времени основные объёмы добычи газа из конденсатсодержащих залежей севера Западной Сибири приходились на валанжинские залежи Уренгойского, Ямбургского и Заполярного НГКМ, а также ачимовские залежи Уренгойского НКГМ, добываемый газ из которых обладает высоким конденсатным фактором (далее - КФ) с потенциальным содержанием

Л

углеводородов С5+В (далее - ПС5+В) 80...400 г/м . В последнее время на севере Западной Сибири впервые начаты вводится в эксплуатацию

конденсатсодержащие залежи, добываемый газ из которых обладает низким КФ с

-5

ПС5+В менее 10 г/м . К данным эксплуатационным объектам относятся апт-альбские залежи Медвежьего (Ныдинский участок) и Юбилейного НГКМ, а также расположенного на полуострове Ямал Бованенковского НГКМ. В дальнейшей перспективе планируется расширение производственных мощностей по добыче газа из апт-альбских залежей Бованенковского НГКМ, ввод в эксплуатацию апт-альбских залежей Харасавэйского газоконденсатного месторождения (далее -ГКМ), также расположенного на полуострове Ямал, и некоторых других месторождений севера Западной Сибири. На рисунке А.1 Приложения А представлена обзорная карта севера Западной Сибири, на которой отмечены упомянутые выше месторождения.

Апт-альбские залежи в сравнении с валанжинскими и ачимовскими обычно залегают на меньших глубинах, а также характеризуются более низкими давлениями и температурами. В соответствии с выявленными закономерностями, при снижении глубины залегания конденсатсодержащих залежей Севера Западной Сибири наблюдается тенденция в снижении ПС5+В их газов и увеличение в их газовых конденсатах доли нафтенов, в то время как доли алканов и аренов снижаются [1, 2]. Однако при переходе от нижележащих залежей к апт-альбским снижение ПС5+В их газов и увеличение в их газовых конденсатах доли нафтенов происходит скачкообразно. Характерный пример представлен в работе [2], в соответствии с которым разница между значениями ПС5+В газов аптских и нижележащих готерив-баремских залежей Харасавэйского ГКМ является весьма

3 3

высокой: для первых оно составляет 2,5 г/м , а для вторых - 151 г/м . При сравнительно небольшой разнице в глубинах залегания указанных залежей (1500...2300 м), ПС5+В газа готерив-баремских залежей в 60 раз выше аналогичного параметра для газа аптских залежей. При этом отмечено, что для газового конденсата готерив-баремских залежей характерно низкое содержание нафтенов - порядка 20 %, в то время как в газовом конденсате аптских залежей на долю нафтенов приходится 50 %. Данные закономерности обуславливают то, что газовый конденсат апт-альбских залежей содержит в своём составе гораздо

больше нафтенов и гораздо меньше алканов, чем газовые конденсаты валанжинских и ачимовских залежей (за исключением редких случаев). Указанные отличия в групповых составах газовых конденсатов обуславливают значительные отличия в их физико-химических свойствах [1 - 6].

Таким образом, составы и физико-химические свойства скважинной продукции апт-альбских залежей значительно отличаются от аналогичных параметров для скважинной продукции валанжинских и ачимовских залежей. Данные отличия обуславливают недостаточно исследованные особенности технологических процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ, которые были выявлены в первые годы эксплуатации апт-альбских залежей [7, 8]. В результате анализа данных особенностей были также выявлены возможности повышения эффективности технологических процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ. Поскольку применяемые технологические процессы при промысловой подготовке газа, как правило, требуют весьма высоких капитальных и эксплуатационных затрат, то с расширением мощностей по добыче газа с низким КФ на севере Западной Сибири, потребность в новых научно-технических решениях по повышению эффективности данных процессов с целью улучшения технико-экономических показателей основного и вспомогательного производства является весьма актуальной.

Степень разработанности

Интерес к исследованию, анализу и повышению эффективности технологических процессов при промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей на протяжении уже весьма продолжительного периода проявляло внимание немалое количество специалистов нефтегазовой отрасли, к которым относятся: И.Т. Балыбердина, А.Л. Халиф, Т.М. Бекиров, Б.Г. Берго, А.И. Гриценко, Г.К. Зиберт, В.А. Истомин, А.Г. Касперович, А.Н. Кубанов, А.Н. Кульков, Г.А. Ланчаков, В.М. Маслов, В.Б. Мельников, Е.Н. Туревский, А.Г. Бурмистров, Л.Л. Фишман, и ряд других. При этом впервые технологические

процессы при промысловой подготовке газа с низким КФ конденсатсодержащих залежей севера Западной Сибири были исследованы специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Т.М. Бекиров, Е.Н. Туревский, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин) при анализе и разработке проектных решений для обустройства апт-сеноманских залежей Бованенковского НГКМ ещё в 90-х годах прошлого столетия [9 - 14]. Однако, в результате анализа опыта первых лет эксплуатации апт-альбских залежей Медвежьго (Ныдинский участок), Бованенковского и Юбилейного НГКМ выяснилось, что особенности технологических процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ, добываемого из данных залежей, исследованы недостаточно с позиции современных требований и существует значительный потенциал в повышении их эффективности.

Цель и задачи

Целью настоящей работы являлась разработка научно-технических решений по повышению эффективности технологических процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ.

Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи:

1) осуществить анализ современного состояния технологических процессов при промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей;

2) провести исследование особенностей технологических процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ;

3) разработать новые модификации уравнений математического описания процесса ингибирования гидратообразования при промысловой подготовке газа с низким КФ;

4) разработать научно-техническое решение по предотвращению «утяжеления» газового конденсата в низкотемпературных сепараторах путём ограничения сброса в них газового конденсата из промежуточных сепараторов при промысловой подготовке газа с низким КФ;

5) осуществить анализ целесообразности разработки и последующего применения более совершенных низкотемпературных сепараторов, обеспечивающих унос жидкости с газом из них не более 5.10 мг/м3 для промысловой подготовки газа с низким КФ;

6) разработать научно-техническое решение по применению более низкой температуры НТС (минус 40 °С и ниже) при промысловой подготовке газа с низким КФ, чем применяемая в существующей промысловой практике;

7) разработать новый способ сбора и утилизации низконапорного газа при промысловой подготовке газа с низким КФ.

Научная новизна

1. Установлено, что значительно более высокая ТТРУВ товарного газа при промысловой подготовке газа с низким КФ, в сравнении с аналогичным параметром при промысловой подготовке газа с высоким КФ, обусловлена более «тяжёлым» составом уносимого с газом газового конденсата из низкотемпературных сепараторов.

2. Обоснована возможность и целесообразность применения более низкой температуры НТС (минус 40 °С и ниже) при промысловой подготовке газа с низким КФ, чем применяемая в существующей промысловой практике.

3. Установлено, что при характерных условиях функционирования УКПГ севера Западной Сибири эффект ретроградного испарения жидких углеводородов при снижении температуры является ограничивающим фактором минимальной температуры НТС только при промысловой подготовке газа с низким КФ.

4. Разработан новый способ сбора и утилизации низконапорного газа при промысловой подготовке газа с низким КФ.

Теоретическая и практическая значимость

1. Разработаны новые модификации уравнений математического описания процесса ингибирования гидратообразования при промысловой подготовке газа с низким КФ, которые применяются в ООО «Газпром добыча Надым».

2. Реализовано научно-техническое решение по прекращению сбросов жидкости из промежуточных сепараторов в низкотемпературные на УКПГ Бованенковского НГКМ с целью обеспечения более низкой ТТРУВ товарного газа.

3. Внесено изменение в проект обустройства апт-сеноманских залежей Харасавэйского ГКМ по снижению минимальной температуры НТС от минус 35 до минус 40 °С с целью обеспечения более низкой ТТРУВ товарного газа и меньших потерь метанола в его составе, а также более высокой степени извлечения углеводородов С5+В из подготавливаемого газа.

Методы исследования

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения промысловых и расчётных исследований. При этом также анализировался опыт применения технологических процессов при промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей ряда месторождений севера Западной Сибири.

Промысловые исследования осуществлялись на производственных объектах ООО «Газпром добыча Надым» - УКПГ-Н Ныдинского участка Медвежьего НГКМ и УКПГ газовых промыслов № 1 и № 2 Бованенковского НГКМ. В ходе промысловых исследований производился отбор товарного газа и измерение его температур точек росы переносным анализатором точки росы «Hygшvisюn - BL» в соответствии с ГОСТ 31370-2008 [15], ГОСТ Р 53763-2009 [16] и ГОСТ Р 537622009 [17]. Параметры технологических процессов исследованных установок были получены непосредственно с их АСУТП, а также из программы «Диспетчер». Данная программа используется для учёта параметров технологических процессов при производстве и транспорте товарных углеводородов в ООО

«Газпром добыча Надым». Вся остальная необходимая производственная информация была получена непосредственно с производственных объектов, отделов и служб ООО «Газпром добыча Надым». В настоящей работе также были использованы результаты промысловых исследований физико-химических свойств скважинной продукции апт-альбских залежей Ныдинского участка Медвежьего НГКМ, выполненного ООО «ТюменНИИГипрогаз» [18].

В ходе расчётных исследований использовались современные программные продукты для математического моделирования технологических процессов обработки углеводородного сырья, зарекомендовавшие себя в нефтегазовой промышленности - «ГазКондНефть» (версия 2.3.1) и «HYSYS» (версия 7.3). В качестве уравнения состояния, на основе которого осуществлялся расчёт термодинамических параметров в программе «HYSYS» использовалось уравнение Пенга-Роббинсона (модификация «HYSYS»). Поскольку применявшаяся версия программы «HYSYS» имела известные проблемы с адекватностью математического моделирования процесса ингибирования гидратообразования метанолом [19], то в разработанных с помощью данной программы математических моделях были исключены компоненты воды и метанола. Кроме того, в применявшейся версии программы «HYSYS» при математическом моделировании углеводородных систем имелась возможность задания плотности углеводородных фракций (т.е. псевдокомпонентов) только при температуре 60 F (15,56 °С). В соответствии с действующими в Российской Федерации методиками определения физико-химических свойств углеводородов, плотность углеводородных фракций определяется при температуре 20 °С. В результате, при проведении расчётных исследований в программе «HYSYS» при математическом моделировании скважинной продукции конденсатсодержащих залежей задавались плотности углеводородных фракций в соответствии с имевшимися в наличии данными - при температуре 20 °С. При этом, по многочисленным расчётным оценкам, исключение воды и метанола при математическом моделировании, а также задание плотности углеводородных фракций, соответствовавших температуре 20 °С для решения поставленных в настоящей

работе задач не оказало значительного влияния на корректность результатов выполненных расчётных исследований. При расчётных исследованиях применялся также табличный процессор «Microsoft Excel» (далее - MS Excel).

Защищаемые положения

1. Новые модификации уравнений математического описания процесса ингибирования гидратообразования при промысловой подготовке газа с низким КФ.

2. Научно-техническое решение по предотвращению «утяжеления» газового конденсата в низкотемпературных сепараторах путём ограничения сброса в них газового конденсата из промежуточных сепараторов при промысловой подготовке газа с низким КФ с целью обеспечения более низкой ТТРУВ товарного газа.

3. Научно-техническое решение по применению более низкой температуры НТС (минус 40 °С и ниже) при промысловой подготовке газа с низким КФ, чем применяемая в существующей промысловой практике с целью обеспечения более низкой ТТРув товарного газа и меньших потерь метанола в его составе, а также более высокой степени извлечения углеводородов С5+В из подготавливаемого газа.

4. Новый способ сбора и утилизации низконапорного газа при промысловой подготовке газа с низким КФ с целью сокращения потерь углеводородов, а также снижения выбросов парниковых газов в окружающую среду.

Внедрение результатов диссертации

Акты внедрения:

1. Акт внедрения «Изменение технологического режима работы УКПГ Бованенковского НГКМ» от 19.01.2016 (утверждён Заместителем генерального директора по производству ООО «Газпром добыча Надым» В.В. Моисеевым);

2. Акт внедрения «Внесение изменения в проект обустройства апт-сеноманских залежей Харасавэйского ГКМ» от 08.02.2016 (утверждён

Заместителем генерального директора по производству ООО «Газпром добыча Надым» В.В. Моисеевым);

3. Акт внедрения «Алгоритмы расчёта норм расхода метанола при промысловой подготовке газа на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Надым» от 06.02.2017 (утверждён Директором ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым» Г.К. Смоловым).

Нормативно-технические документы:

4. СТО Газпром добыча Надым 2.094-2017 Нормативные документы для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ООО «Газпром добыча Надым». Методика расчёта норм расхода метанола на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Надым». - Надым: ООО «Газпром добыча Надым», 2017. - 72 с.

Дополнительные сведения

В настоящей работе значения расхода газа представлены в объёмных единицах, которые также, как и значения объёма газа, приведены при стандартных условиях: 0,101325 МПа и 20 °С в соответствии с ГОСТ 2939-63 [20].

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.х.н., проф. В.Б. Мельникову. Автор также благодарит за ценные замечания, помощь и поддержку при написании диссертации д.т.н. проф. А.И. Ермолаева, д.х.н. проф. В.А. Истомина, к.т.н. А.Н. Кубанова и к.х.н. Д.М. Федулова.

Глава 1 Современное состояние технологических процессов при промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей

1.1 Общая характеристика технологических процессов при промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей

В Российской Федерации основным технологическим процессом при промысловой подготовке газа конденсатсодержащих залежей является технология низкотемпературной сепарации (далее - НТС). Совместно с основным процессом НТС осуществляются также вспомогательные технологические процессы, наиболее важными из которых являются процессы регенерации ингибиторов гидратообразования и стабилизации газового конденсата. Общие сведения и описание данных процессов, а также применяемого при этом технологического оборудования представлены в таких работах как [1, 9, 13, 21 - 53].

В промысловых условиях технология НТС в основном осуществляется на установках комплексной подготовки газа (далее - УКПГ). Наиболее важными параметрами процесса НТС с точки зрения обеспечения качества товарного газа и извлечения целевых углеводородов из подготавливаемого газа являются давление и температура в низкотемпературных сепараторах (далее - давление и температура НТС). В существующей практике эксплуатации УКПГ севера Западной Сибири давление и температура НТС обычно поддерживаются в примерных диапазонах 4,0...7,5 МПа и минус 40...минус 20 °С соответственно. Также показатели качества товарного газа и извлечения целевых углеводородов из подготавливаемого газа во многом определяются эффективностью работы низкотемпературных сепараторов, под которой обычно понимается унос жидкости с газом из данных аппаратов. Обычно чем выше унос жидкости с газом из низкотемпературных сепараторов, тем выше риск необеспечения качества товарного газа по некоторым показателям, а также ниже степень извлечения целевых углеводородов из подготавливаемого газа. Кроме того, на степень

извлечения целевых углеводородов также оказывает некоторое влияние и количество ступеней сепарации в системах НТС - чем больше ступеней сепарации в системах НТС, тем обычно ниже степень извлечения целевых углеводородов из подготавливаемого газа.

В Российской Федерации качество товарного газа, который поставляется и транспортируется по магистральным газопроводам, регламентируется СТО Газпром 089-2010 [54]. В соответствии с данным стандартом, для товарного газа, производимого из сырья конденсатсодержащих залежей севера Западной Сибири, основными показателями качества являются температура точки росы по воде (далее - ТТРВ) и по углеводородам (далее - ТТРУВ), поскольку остальные показатели качества, для которых установлены нормативные требования стандарта в процессе эксплуатации изменяются незначительно и обычно не выходят за установленные границы. Для холодных макроклиматических районов, к которым относится север Западной Сибири нормативное требование к ТТРВ товарного газа при давлении 3,92 МПа составляет не выше минус 20 °С в зимний период (с 1 октября по 30 апреля) и не выше минус 14 °С в летний период (с 1 мая по 30 сентября) эксплуатации. К ТТРУВ товарного газа в диапазоне давления 2,5...7,5 МПа нормативные требования для зимнего и летнего периода эксплуатации составляют не выше минус 10 °С и не выше минус 5 °С соответственно.

Кроме того, могут выдвигаться дополнительные нормативные требования к физико-химическим свойствам товарного газа, например, к его максимальной температуре с целью исключения растепления многолетнемёрзлых пород, расположенных в районе прохождения трассы магистрального газопровода, а также требования к обеспечению однофазного транспорта товарного газа в специфических условиях функционирования магистрального газопровода [9 - 13, 36, 55 - 57].

Процесс НТС обычно осуществляется путём охлаждения подготавливаемого газа до температур, при которых в технологическом оборудовании создаются условия гидратообразования. Кроме того, условия гидратообразования нередко

возникают в технологическом оборудовании добывающих скважин и газосборных сетей. В результате, для предотвращения гидратообразования при добыче, сборе и промысловой подготовке газа широко применяются ингибиторы гидратообразования. На месторождениях севера Западной Сибири в качестве ингибитора гидратообразования в основном применяется метанол, в то время как другие составы ингибиторов гидратообразования практически не применяются. Отработанный метанол в составе водно-метанольного раствора (далее - ВМР) при его достаточных концентрациях обычно подлежит регенерации, а при его незначительных концентрациях - утилизации.

Необходимо отметить, что применение метанола при промысловой подготовке газа оказывает значительное влияние на один из основных показателей качества товарного газа - его ТТРВ [9, 27, 58 - 60]. При достаточном количестве метанола в газе, что как раз и характерно для товарного газа УКПГ с технологией НТС севера Западной Сибири, в результате фазового перехода газ -водная фаза обычно конденсируется из газа не вода, а ВМР. В этом случае под ТТРВ понимается температура точки росы по ВМР, которую также называют температурой точки росы по водной фазе.

До недавнего времени, когда из конденсатсодержащих залежей севера Западной Сибири осуществлялась добыча газа только с высоким КФ, технология НТС характеризовалась следующими примерными степенями извлечения углеводородов С2+В из подготавливаемого газа: этана - 10.15, пропан-бутановой фракции (далее - ПБФ) - 30.40 и углеводородов С5+В - 90.98 %. Как правило, к целевым относят только углеводороды С5+В, в то время как такие ценные углеводороды как этан, пропан и бутаны не являются целевыми. Данное обстоятельство связано с тем, что основным потребителем этана, пропана, бутанов и содержащего их сырья - ПБФ, широкой фракции лёгких углеводородов (далее - ШФЛУ), сжиженного углеводородного газа (далее - СУГ) и т.д. является не получившая пока достаточного развития на севере Западной Сибири газохимическая промышленность, соответственно на данные углеводороды отсутствует достаточный спрос в данном регионе.

Извлечённый газовый конденсат отделяется от водных растворов и подвергается либо частичной дегазации с получением товарного нестабильного газового конденсата, либо стабилизации с получением товарного стабильного газового конденсата. Товарный нестабильный газовый конденсат обычно транспортируется по конденсатопроводам на заводские установки с целью его дальнейшей переработки. Товарный стабильный газовый конденсат подлежит отгрузке потребителям. Кроме того, может осуществляться также и переработка газового конденсата в промысловых условиях, например, с целью получения моторных топлив.

В Российской Федерации качество товарного стабильного газового конденсата регламентируется ГОСТ Р 54389-2011 [61], в то время как качество товарного нестабильного газового конденсата может регламентироваться внутренними нормативно-техническими документами добывающих организаций. Например, в ПАО «Газпром» для данной цели применяется СТО Газпром 5.112008 [62]. В соответствии с указанными стандартами основным показателем качества, в соответствии с которым характеризуется товарный газовый конденсат, является давление насыщенных паров по Рейду (далее - ДНПР). Для товарного нестабильного газового конденсата нормативное требование к ДНПР составляет более 66,7 кПа (500 мм рт. ст.), для товарного стабильного газового конденсата -менее 66,7 кПа (500 мм рт. ст.). Для товарных газовых конденсатов, производимых из сырья конденсатсодержащих залежей севера Западной Сибири остальные показатели качества, для которых установлены нормативные требования стандартов, в процессе эксплуатации изменяются незначительно и обычно не выходят за установленные границы. Кроме того, могут выдвигаться дополнительные нормативные требования к физико-химическим свойствам товарного стабильного газового конденсата, например, к его максимальной температуре с целью исключения растепления многолетнемёрзлых пород, расположенных под фундаментными основаниями резервуаров товарного стабильного газового конденсата.

Многолетняя практика применения технологических процессов при промысловой подготовке газа конднсатсодержащих залежей неуклонно сопровождалась повышением их эффективности, которое воплощалось в разработке различных модификаций данных процессов. В результате анализа опыта обустройства конденсатсодержащих залежей севера Западной Сибири, выделены следующие основные виды модификаций технологических процессов при промысловой подготовке газа, имеющие наибольшую актуальность для данного региона:

- модификации процесса НТС;

- модификации процессов регенерации и утилизации метанола;

- модификации процесса стабилизации газового конденсата.

Необходимо отметить, что перечисленные выше модификации

технологических процессов были разработаны ещё до того, когда вопросы промысловой подготовки газа с низким КФ приобрели значительную актуальность и исследования особенностей данных технологических процессов при промысловой подготовке газа с низким КФ, помимо автора, никем ещё не проводились. Результаты данных исследований представлены в главе 2.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Дунаев Александр Валентинович, 2018 год

Список литературы

1. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин, Т.Д. Островская. - М.: Недра, 1995. - 432 с.

2. Гриценко А.И. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа / А.И. Гриценко, Т.Д. Островская, В.В. Юшкин. - М.: Недра, 1983. - 263 с.

3. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа / Г.С. Степанова. - М.: Недра, 1983. - 192 с.

4. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. - М.: Наука, 1995. - 523 с.

5. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. - Печора: Печорское время, 2002. - 895 с.

6. Саввина Я.Д. Влияние строения углеводородов на поведение их в бинарных системах с метаном / Я.Д. Саввина, А.С. Великовский. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 163 - 184. - (Труды ВНИИгаза; вып. 17/25).

7. Дунаев А.В. Особенности технологических процессов промысловой подготовки природного газа с низким конденсатным фактором / А.В. Дунаев, В.А. Истомин, А.Н. Кубанов [и др.] // Газовая промышленность. - 2015. - № 11. - С. 80 - 83.

8. Дунаев А.В. Анализ особенностей технологических процессов при промысловой подготовке природного газа апт-альбских залежей Ныдинского участка Медвежьего НГКМ / А.В. Дунаев // Наука и техника в газовой промышленности. - 2016. - № 1. - С. 38 - 47.

9. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России / Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С.. - М.: Недра, 1999. - 473 с.

10. Кубанов А.Н. Особенности использования процесса НТС для подготовки к транспорту «тощих» газов месторождений полуострова Ямал / А.Н. Кубанов //

ИРЦ Газпром, сб.: Материалы научно-технического совета РАО «Газпром» (Саратов, октябрь 1995 г.). - 1996. - С.94 - 100.

11. Кубанов А.Н. Анализ вариантов подготовки газа Бованенковского ГКМ и условий эксплуатации газопровода / А.Н. Кубанов, В.А. Сулейманов, Е.Н. Туревский // Газовая промышленность. - 1994. - № 3. - С. 8 - 10.

12. Кубанов А.Н. Особенности применения НТС для подготовки газа Бованенковского НГКМ / А.Н. Кубанов // Газовая промышленность. - 1994. - № 3. - С. 15 - 16.

13. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов. Часть 2 / В.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 58 с.

14. Бекиров Т.М. Выбор технологии подготовки газа к транспорту месторождений полуострова Ямал / Т.М. Бекиров, В.А. Сулейманов, Л.В. Грипас [и др.] // Газовая промышленность. Отечественный производственный опыт, 1988. - № 6. - С. 6 - 9.

15. ГОСТ 31370-2008 Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 46 с.

16. ГОСТ Р 53763 - 2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде. - М.: Стандартинформ, 2010. - 40 с.

17. ГОСТ Р 53762 - 2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам. - М.: Стандартинформ, 2010. - 16 с.

18. Анализ режима работы и расчёт технологических потоков УКПГ-Н Ныдинского участка Медвежьего газоконденсатного месторождения: отчёт о научно-исследовательской работе: договор 360-2012 / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2012. - 53 с.

19. Калашников О.В. Вопросы адекватности теплофизической базы программных систем HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть / О.В. Калашников, А.Г. Касперович, С.В. Будняк, Р.В. Гамалея, Д.А. Рычков // Экотехнологии и ресурсосбережение. - 2005. - № 4. - С. 70 - 74.

20. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема. - М.: Издательство стандартов, 1988. - 3 с.

21. Бекиров Т.М. Технология обработки газа и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков - М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 1999. - 596 с.

22. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов. Часть 1 / В.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 74 с.

23. Касперович А.Г. Балансовые расчёты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений: учебное пособие / А.Г. Касперович, Р.З. Магарил. - М.: КДУ, 2008. - 412 с.

24. Ланчаков Г.А. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования / Г.А. Ланчаков, А.Н. Кульков, Г.К. Зиберт. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 279 с.

25. Истомин В.А. Производство, регенерация и утилизация метанола в промысловых условиях: Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконднсатных месторождений / В.А. Истомин, В.Г. Квон, Р.Р. Юнусов, Д.Н. Грицишин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 72 с.

26. Зиберт Г.К. Подготовка и переработка углеводородных газов и конденсата. Технологии и оборудование: Справочное пособ. / Г.К. Зиберт, А.Д. Седых, Ю.А. Кащицкий, Н.В. Михайлов, В.М. Демин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. -316 с.

27. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / В.А. Истомин, В.Г. Квон. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 508 с.

28. Жданова Н.В. Осушка углеводородных газов / Н.В. Жданова, А.Л. Халиф. -М.: Химия, 1984. - 190 с.

29. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности / Э.Б. Бухгалтер. - М.: Недра, 1986. - 238 с.

30. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа: Учебник для вузов / И.Т. Балыбердина. - М.: Недра, 1988. - 248 с.

31. Николаев В.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа / В.В. Николаев, Н.В. Бусыгина, И.Г. Бусыгин. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 184 с.

32. Campbell J. M. Gas conditioning and processing. Volume.2: The equipment modules, 7th edition / J. M. Campbell. - USA: Campbell Petroleum Series, 1992. - 444 p.

33. Mokhatab S. Handbook of Natural Gas Transmission and Processing, third edition / S. Mokhatab, W.A. Poe, J.Y. Mak. - Gulf Professional Publishing, Elsevier, 2015. -597 p.

34. Kidnay A.J. Fundamentals of Natural Gas Processing / A.J. Kidnay, W.R. Parrish. -CRC Press, 2006. - 464 p.

35. Берго Б.Г. Совершенствование технологии стабилизации газового конденсата / Б.Г. Берго, A.B. Фролов, Л.Л. Фишман, Н.Г.Б. Гаджиев, А.Н. Кубанов // ВНИИЭгазпром, обз.инф., сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. - 1984. - №2.

36. Энергосберегающие технологии при добыче природного газа: аналитический альбом / Под научной редакцией члена-корреспондента РАН РФ, доктора технических наук, профессора А.И. Гриценко. - М.: ВНИИГАЗ, с. 236.

37. Alfyorov V.I. Supersonic nozzle efficiently separates natural gas components / V.I. Alfyorov, L.A. Bagirov, L.M. Dmitriev, V. Feygin, S. Imayev, J.R. Lacey // Oil & Gas Journal. - 2005. - May 23. - P. 53 - 58.

38. Marco B. Supersonic separator gains market acceptance / M. Betting, H. Epsom // World Oil. - 2007. - April. - P. 197 - 200.

39. Андреев О.П. Технологические схемы УКПГ на основе 3S-технологии для северных нефтегазоконденсатных месторождений / О.П. Андреев, Р.М. Минигулов, Р.В. Корытников, Л.А. Багиров, С.З. Имаев // Наука и техника в газовой промышленности. - 2009. - № 2. - С. 4 - 10.

40. Karimi A. Selective dehydration of high-pressure natural gas using supersonic nozzles / A. Karimi, M.A. Abdi // Chemical Engineering and Processing. - 48 (2009). -P. 560 - 568.

41. Корытников Р.В. Использование энергосберегающей технологии сверхзвуковой сепарации газа на газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера / Р.В. Корытников, Д.А. Яхонтов, Л.А. Багиров, С.З. Имаев // Экспозиция нефть газ. - 2015. - №1 (40). - С. 34 - 38.

42. Истомин В.А. Технологии циркуляции, регенерации и отдувки летучих ингибиторов гидратообразования в системах добычи газа / В.А. Истомин, Г.А. Ланчаков, А.В. Беспрозванный, А.Н. Кульков, В.А. Ставицкий, Ю.Б. Салихов, Д.Н. Грицишин, А.Н. Цветков // Вопросы эксплуатации северных газовых и газоконденсатных месторождений: сборник научных трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 2001. - С. 16 - 38.

43. Истомин В.А. Технология рециркуляции метанола в системах промысловой подготовки газа: достижения и перспективы / В.А. Истомин, Г.А. Ланчаков, А.В. Беспрозванный [и др.]. - М.: Наука и техника в газовой промышленности, 2002. -№2. - С. 48 - 56.

44. Arnold K. Surface Production Operations / K. Arnold, M. Stewart. - Volume 2: second edition. - Gulf Professional Publishing, 1999. - 574 p.

45. Кулиев А.М. Технология и моделирование процессов подготовки природного газа / А.М. Кулиев, Г.З. Алекперов, В.Г. Тагиев. - М.: Недра, 1978. - 232 с.

46. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов / Т.М. Бекиров. - М.: Химия, 1987. - 256 с.

47. Мишин В.М. Переработка природного газа и конденсата: Учебник для системы непрерывного фирменного профессионального обучения рабочих в обществах и организациях ОАО «Газпром» / В.М. Мишин. - М.: Издательский центр «Академия», 1999. - 448 с.

48. Гвоздев Б.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие / Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. - М.: Недра, 1988. - 575 с.

49. Бекиров Т.М. Сбор и подготовка к транспорту природных газов / Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.

50. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г.С. Лутошкин. - М.: Недра, 1974. - 184 с.

51. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений / Ю.П. Коротаев. - М.: Недра, 1975. - 415 с.

52. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата / К.С. Басниев. -М.: Недра, 1984. - 248 с.

53. Истомин В.А. Технологии предупреждения гидратообразования в промысловых системах: проблемы и перспективы / В.А. Истомин, Р.М. Минигулов, Д.Н. Грицишин, В.Г. Квон // Газохимия. - 2009. - № 6 (10). - С. 32 -40.

54. СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 19 с.

55. Кубанов А.Н. Специфика требований к качеству газа, подготавливаемого на УКПГ Бованенковского НГКМ / А.Н. Кубанов, Т.С. Цацулина, Н.Н. Клюсова, А.В. Дунаев // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». - 2013. - №4 (15). - С. 90 - 92.

56. Гриценко А.И. Системы сбора и промысловой обработки природных газов в северных условиях: основные особенности их проектирования и эксплуатации / А.И. Гриценко, Р.С. Сулейманов, В.А. Истомин [и др.] // Актуальные проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. - М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С. 3 - 41.

57. Бекиров Т.М. Комплексный подход к сбору, подготовке и транспортированию газа в районах Крайнего Севера / Т.М. Бекиров, В.Е. Губяк, В.А. Сулейманов [и др.]. - М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 61 с.

58. Истомин В.А. Термодинамика природного газа / В.А. Истомин. - М.: ВНИИГАЗ, 1999, 105 с.

59. Истомин В.А. Проблема обеспечения показателей качества природного газа и равновесия углеводородных систем с водными фазами / В.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 68 с.

60. Истомин В. А. Какую же температуру точки росы газа должны определять влагомеры конденсационного типа при наличии в природном газе паров метанола? / В. А. Истомин // Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. Энергосбережение - М.: ИРЦ Газпром. - 2000. - № 12. - С. 39-46.

61. ГОСТ Р 54389 - 2011 Конденсат газовый стабильный. Технические условия. -М.: Стандартинформ, 2012. - 16 с.

62. СТО Газпром 5.11 - 2008 Обеспечение единства измерений. Конденсат газовый нестабильный. Общие технические условия. - М.: ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности», 2008. - 36 с.

63. Maddox R.N. Turbo-Expander Applications in Natural Gas Processing / R.N. Maddox, K.E. Bretz // Journal of Petroleum Technology. - 1976. - May.

64. Кубанов А.Н. Применение турбохолодильной техники на УКПГ: компрессор -детандер или детандер - компрессор / А.Н. Кубанов, А.В. Козлов, А.В. Прокопов, Т.С. Цацулина, А.А. Кубанов // Наука и техника в газовой промышленности. -2011. - № 3. - С. 55 - 62.

65. Brune M. Application of Active Magnetic Bearings in Turbocompressors and Turboexpanders of the Gas Industry / M. Brune, I. Detomb // Chemical and Petroleum Engineering: vol. 38. - 2012. - July. - P. 459 - 463.

66. Журавлёв Ю.Н. Активные магнитные подшипники: Теория, расчёт, применение. - СПб.: Политехника, 2003. - 206 с.

67. Истомин В.А. Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообразования в системах подготовки газа Уренгойского месторождения / В.А. Истомин, Р.С. Сулейманов, А.Г. Бурмистров [и др.]. - М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - 48 с.

68. СТО Газпром 3.1-3-010-2008 Методика расчёта норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром». - М.: ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности», 2009. - 51 с.

69. Язик А.В. Турбодетандеры в системах промысловой подготовки природного газа / А.В. Язик. - М.: Недра, 1977. - 173 с.

70. Прокопов. А.В. Современное состояние технологий промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений / А.В. Прокопов, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин [и др.] // Вести газовой науки: Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Газпром ВНИИГАЗ. - 2015. - №3 (23). - С. 100 - 108.

71. Кабанов Н.И. Промысловые технологии извлечения конденсата: практика и перспективы / Н.И. Кабанов, А.Н. Кубанов, Е.Н. Туревский [и др.] // Газовая промышленность. - 1997. - № 4. - С. 45 - 47.

72. СТО Газпром 2-1.19-049-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром» Подготовка сточных вод к закачке в поглощающий горизонт и экологический мониторинг при подземном захоронении сточных вод на нефтегазовых месторождениях ОАО «Газпром» севера Западной Сибири. - М.: ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности», 2006. - 59 с.

73. Кабанов О.П. Внедрение энерго- и ресурсосберегающей технологии десорбции и рециркуляции метанола при освоении ачимовских залежей Уренгойского НГКМ / О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий, В.А. Истомин, В.А. Толстов // Газовая промышленность. - 2013. - № 4. - С. 27 - 30.

74. Дополнение к технологической схеме разработки Ныдинского участка Медвежьего газоконденсатного месторождения: отчёт о научно-исследовательской работе: этап 2: договор 309-2013 / ООО «ТюменНИИгипргаз». - Тюмень, 2014. - 855 с.

75. Обустройство берриас-валанжинских отложений Ныдинского участка Медвежьего НГКМ: проектная документация: том 5.7.1.1: 1743-ИОС 7.1.1. / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2013. - 162 с.

76. Dustman, T. An Analysis and Prediction of Hydrocarbon Dew Points and Liquids in Gas Transmission Lines / T. Dustman, J. Drenker, D.F. Bergman, J.A. Bullin // Proceedings of the Eighty-Fifth GPA Annual Convention. - Dallas, Texas, USA, March.

77. Brown A.S. Measurement of the Hydrocarbon Dew Point of Real and Synthetic Natural Gas Mixtures by Direct and Indirect Methods / A.S. Brown, M. J. T. Milton, G. M. Vargha, R. Mounce, C. J. Cowper, A. M. V. Stokes, A. J. Benton, D. F. Lander, A. Ridge, A. P. Laughton // Energy & Fuels. - 2009. - № 23. - P. 1640 - 1650.

78. Кубанов А.Н. Границы применимости технологии НТС / А.Н. Кубанов, Е.Н. Туревский, А.В. Елистратов, Т.С. Цацулина // Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ Газпром. - 1997. - № 11. - С. 19-26.

79. Иванов А.К. Выбор рационального метода выделения и отделения конденсата в зависимости от пластовых и устьевых условий, состава газа и условий его транспорта / А.К. Иванов, А.С. Великовский, В.В. Юшкин. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 142 - 153. - (Труды ВНИИгаза; вып. 17/25).

80. Истомин В.А. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ.: Часть 1. Традиционные схемы применения метанола / В.А. Истомин, В.П. Лакеев, А.Г. Бурмистров [и др.] - М.: ВНИИГАЗ, 1990. - С. 82.

81. СТО Газпром добыча Надым 2.094-2017 Нормативные документы для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ООО «Газпром добыча Надым». Методика расчёта норм расхода метанола на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Надым». - Надым: ООО «Газпром добыча Надым», 2017. - 72 с.

82. Баталин О.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов / О.Ю. Баталин, А.И. Брусиловский, М.Ю. Захаров. - М.: Недра, 1992. - 272 с.

83. Амикс Д. Физика нефтяного пласта / Д. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 567 с.

84. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке нефти и газа / А.И. Брусиловский. - М.: Грааль, 2002. - 575 с.

85. Burcik E. J. Properties of Petroleum Fluids, Int'l. Human Resources Dev. Corp., Boston, 1979.

86. Беньяминович О.А. Методика расчёта процесса низкотемпературной сепарации природного газа / О.А. Беньяминович, О.К. Табунщикова, А.С.

Великовский. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 115 - 124. - (Труды ВНИИгаза; вып. 17/25).

87. Бекиров Т. М. О взаимоувязке показателей УКПГ и МГ / Т. М. Бекиров, В. И. Мурин, В.А. Сулейманов, В.П. Сидорина // Газовая промышленность. - 1989. - № 10. - С. 53 - 55.

88. Великовский А.С. Об условиях попадания конденсата в магистральные газопроводы / А.С. Великовский, Г.С. Степанова, О.Ф. Худяков. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 154 - 162. - (Труды ВНИИгаза; вып. 17/25).

89. Туревский Е.Н. Критерий качества подготовки газа к транспорту / Е.Н. Туревский // Газовая промышленность, 1993. - № 2. - С. 24 - 27.

90. Маслов В.Н. Анализ существующего положения в измерении капельного уноса жидкости из технологического оборудования и рекомендации по его совершенствованию / В.Н. Маслов, М.С. Рогалёв, Н.В. Саранчин [и др.] // Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2013. - С. 203 -212.

91. Донских Б.Д. Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа // Б.Д. Донских, В.А. Истомин, С.В. Крашенников, Г.Н. Русанова // Вести газовой науки. - 2012. - № 3 (11). - С. 265 - 281.

92. Р Газпром 2-3.3-727-2013 Замер уноса капельной жидкости и механических примесей. - М.: ООО «Газпром экспо», 2012. - 43 с.

93. Ахлямов М.Н. Методика и устройство измерения уноса капельной жидкости на установках подготовки газа / М.Н. Ахлямов, Ф.А. Байгузин, И.М. Шигапов, Г.М. Хайруллин // Газовая промышленность. - 2009. - №4. - С. 79 - 81.

94. Маслов В.М. Концепции анализа и совершенствования техники и технологии промысловых подготовки и транспорта газа / В.М. Маслов. - Ташкент: ФАН, 1997. - 657 с.

95. Истомин В.А. Метод точки росы для оценки капельного уноса углеводородов в процессе подготовки газа валанжинских залежей / В.А. Истомин, И.В.

Колинченко, А.М. Деревягин, С.В. Селезнев // Наука и техника в газовой промышленности. - 2006. - № 4. - С. 37 - 41.

96. EN ISO 6570:2004 Natural gas - Determination of potential hydrocarbon liquid content - Gravimetric methods. - London: BSI, 2004. - 34 p.

97. Пат. 2612448 С2 Российская Федерация, МПК Е21В 43/00 (2006.01), F04F 5/54 (2006.1), F23J 3/06 (2006.01). Способ сбора и утилизации низконапорного газа при промысловой подготовке природного газа с низким конденсатным фактором / Дунаев А.В.; опубл. 09.03.2017.

98. ГОСТ 2222-95 Метанол технический. Технические условия. - Минск: Стандартинформ, 2009. - 19 с.

99. Клюсов В.А. Технологические расчёты систем абсорбционной осушки газа / В.А. Клюсов, В.Б. Щипачёв. - Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз». - 2002. - 141 с.

Ненецкий автономный округ

л

Салехард V

Красноярский край

Республика Коми

Ямсовейское НГКМ-¿1 •

©"20.16 Ооод1е 1тадеДапЬ5а1 / Сореггисиэ МтадеЩСАО ■

68°42'47.42" С 75°01'51.84" В Высота над уровнем моря: -1м обзор с высоты 1906.58 км О

К) 2

Рисунок А.1 - Обзорная карта севера Западной Сибири

использовались в расчётных исследованиях

Массовая доля

Компонент / Газ апт-альбских Газ валанжинских Газ валанжинских Газ валанжинских Газ ачимовских

Фракция залежей залежей залежей залежей залежей

(ПС5+В = 3,3 г/м3) (ПС5+В = 81,0 г/м3) (ПС5+В = 167,1 г/м3) (ПС5+В = 241,7 г/м3) (ПС5+В = 351,8 г/м3)

Азот 0,006703672 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000000000

Диоксид углерода 0,003081693 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000000000

Метан 0,964841006 0,724400551 0,642593357 0,569350000 0,479241259

Этан 0,019002190 0,075919848 0,067666932 0,065019000 0,090422538

Пропан 0,000345586 0,056477887 0,055473945 0,066996000 0,060904346

Изобутан 0,001121255 0,019940960 0,025183975 0,024485000 0,023111750

Бутан 0,000063901 0,024354951 0,023922976 0,028894000 0,029326581

Изопентан 0,000533611 0,011862976 0,014322986 0,013470000 0,015308851

Пентан 0,000070373 0,010777978 0,010807989 0,012946000 0,013423835

Фр 45...60 °С 0,000179283 0,001621997 0,002413998 0,002925000 0,002418718

Фр 60...70 °С 0,000170700 0,011836976 0,014543985 0,019459000 0,016377260

Фр 70...80 °С 0,000023462 0,003933992 0,005210995 0,007074000 0,004313765

Фр 80...90 °С 0,000165684 0,005033990 0,006900993 0,007890000 0,008821148

Фр 90...100 °С 0,000151855 0,009818980 0,014541985 0,019357000 0,015035980

Фр 100.. 110 °С 0,000319274 0,010060980 0,017478983 0,019053000 0,016943065

Фр 110.. 120 °С 0,000226325 0,007918984 0,012528987 0,015134000 0,018668571

Фр 120.. 130 °С 0,000134885 0,004203992 0,007828992 0,009606000 0,008608470

Фр 130.. 140 °С 0,000168171 0,004528991 0,007689992 0,011012000 0,012948318

Фр 140.. 150 °С 0,000168146 0,002550995 0,005104995 0,006722000 0,006952184

Фр 150.. 160 °С 0,000212465 0,003297993 0,007502992 0,010905000 0,009025801

Фр 160.. 170 °С 0,000269558 0,002529995 0,006267994 0,008659000 0,009462194

Фр 170.. 180 °С 0,000252185 0,001815996 0,005903994 0,007959000 0,006366315

Фр 180.. 190 °С 0,000249017 0,001269997 0,003996996 0,006021000 0,005489517

Фр 190.. 200 °С 0,000217794 0,001307997 0,005058995 0,007088000 0,007784841

Приложение Б

Таблица Б.1 - Составы газов апт-альбских, валанжинских и ачимовских залежей (без учёта воды), которые

использовались в расчётных исследованиях

(ПРОДОЛЖЕНИЕ)

Компонент / Фракция Массовая доля

Газ апт-альбских залежей (ПС5+В = 3,3 г/м3) Газ валанжинских залежей (ПС5+В = 81,0 г/м3) Газ валанжинских залежей (ПС5+В = 167,1 г/м3) Газ валанжинских залежей (ПС5+В = 241,7 г/м3) Газ ачимовских залежей (ПС5+В = 351,8 г/м3)

Фр. 200...210 °С 0,000201632 0,000765998 0,003137997 0,005104000 0,004793295

Фр. 210...220 °С 0,000194211 0,000898998 0,004364996 0,006565000 0,006786656

Фр. 220...230 °С 0,000176545 0,000479999 0,002721997 0,004444000 0,004863519

Фр. 230...240 °С 0,000161137 0,000629999 0,003833996 0,005854000 0,007106677

Фр. 240...250 °С 0,000140569 0,000318999 0,002426998 0,004022000 0,004681940

Фр. 250...260 °С 0,000124766 0,000368999 0,003287997 0,004894000 0,007231074

Фр. 260...270 °С 0,000103325 0,000229000 0,002422998 0,003964000 0,005494533

Фр. 270...280 °С 0,000075418 0,000201000 0,002390998 0,003921000 0,005938951

Фр. 280...290 °С 0,000051540 0,000148000 0,002171998 0,003466000 0,005884778

Фр. 290...300 °С 0,000034220 0,000087000 0,001292999 0,002465000 0,003969667

Фр. 300...310 °С 0,000025790 0,000094000 0,001750998 0,003074000 0,005827596

Фр. 310...320 °С 0,000016228 0,000065000 0,001367999 0,002339000 0,005039080

Фр. 320...330 °С 0,000009096 0,000042000 0,000837999 0,001712000 0,003775046

Фр. 330...340 °С 0,000005428 0,000035000 0,001007999 0,001765000 0,004917692

Фр. 340...350 °С 0,000003142 0,000030000 0,000816999 0,001440000 0,004710030

Фр. 350...360 °С 0,000001871 0,000025000 0,000666999 0,001182000 0,004522431

Фр. 360...370 °С 0,000001103 0,000021000 0,000517999 0,000937000 0,004323797

Фр. 370...380 °С 0,000000689 0,000017000 0,000401000 0,000718000 0,003874363

Фр. 380...390 °С 0,000000413 0,000015000 0,000314000 0,000547000 0,003736925

Фр. 390...400 °С 0,000000269 0,000012000 0,000254000 0,000406000 0,003641620

Фр. 400...410 °С 0,000000185 0,000010000 0,000209000 0,000283000 0,003636604

Фр. 410...420 °С 0,000000127 0,000008000 0,000181000 0,000214000 0,003393830

Приложение Б

Таблица Б.1 - Составы газов апт-альбских, валанжинских и ачимовских залежей (без учёта воды), которые

использовались в расчётных исследованиях

(ПРОДОЛЖЕНИЕ)

Массовая доля

Компонент / Газ апт-альбских Газ валанжинских Газ валанжинских Газ валанжинских Газ ачимовских

Фракция залежей залежей залежей залежей залежей

(ПС5+В = 3,3 г/м3) (ПС5+В = 81,0 г/м3) (ПС5+В = 167,1 г/м3) (ПС5+В = 241,7 г/м3) (ПС5+В = 351,8 г/м3)

Фр 420.. .430 °С 0,000000084 0,000007000 0,000143000 0,000161000 0,003118953

Фр 430.. .440 °С 0,000000055 0,000006000 0,000127000 0,000122000 0,003103905

Фр 440.. .450 °С 0,000000035 0,000005000 0,000099000 0,000093000 0,002901258

Фр 450.. .460 °С 0,000000020 0,000004000 0,000078000 0,000071000 0,002550137

Фр 460.. .470 °С 0,000000011 0,000003000 0,000063000 0,000055000 0,002439785

Фр 470.. .480 °С 0,000000000 0,000002000 0,000049000 0,000042000 0,002250180

Фр 480.. .490 °С 0,000000000 0,000002000 0,000035000 0,000032000 0,001974300

Фр 490. .500 °С 0,000000000 0,000001000 0,000025000 0,000024000 0,001795730

Фр 500. .510°С 0,000000000 0,000001000 0,000019000 0,000018000 0,001648260

Фр 510. .520 °С 0,000000000 0,000000000 0,000014000 0,000014000 0,001492763

Фр 520. .530 °С 0,000000000 0,000000000 0,000010000 0,000010000 0,001337267

Фр 530. .540 °С 0,000000000 0,000000000 0,000007000 0,000007000 0,001212870

Фр 540. .550°С 0,000000000 0,000000000 0,000005000 0,000005000 0,001088473

Фр 550. .560°С 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000004000 0,000995176

Фр 560. .570 °С 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000002000 0,000870779

Фр 570. .580 °С 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000777481

Фр 580. .590 °С 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000715282

Фр 590. .600 °С 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000000000 0,000621985

использовались в расчётных исследованиях

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр 45...60 °С 53,00 84,60 676,40 502,95 3,34 0,202

Фр 60...70 °С 65,00 89,90 689,40 518,55 3,23 0,215

Фр 70...80 °С 75,00 93,80 704,10 532,75 3,18 0,217

Фр 80...90 °С 85,00 97,20 722,40 547,85 3,17 0,217

Фр 90...100 °С 95,00 100,80 738,00 561,55 3,14 0,223

Фр 100.. 110 °С 105,00 104,70 752,20 574,55 3,10 0,232

Фр 110.. 120 °С 115,00 109,10 762,10 586,25 3,03 0,246

Фр 120.. 130 °С 125,00 114,30 767,30 596,75 2,93 0,262

Фр 130.. 140 °С 135,00 119,10 775,90 607,85 2,86 0,278

Фр 140.. 150 °С 145,00 123,30 788,70 619,75 2,82 0,291

Фр 150.. 160 °С 155,00 127,60 801,30 631,45 2,80 0,307

Фр 160.. 170 °С 165,00 132,20 811,80 642,45 2,75 0,324

Фр 170.. 180 °С 175,00 137,10 821,10 653,05 2,70 0,343

Фр 180.. 190 °С 185,00 142,50 828,10 663,15 2,63 0,362

Фр 190.. 200 °С 195,00 148,00 834,90 673,05 2,57 0,381

Фр 200.. 210 °С 205,00 153,80 840,80 682,65 2,49 0,401

Фр 210.. 220 °С 215,00 159,80 846,10 692,05 2,42 0,422

Фр 220.. 230 °С 225,00 166,40 849,20 700,85 2,34 0,443

Фр 230.. 240 °С 235,00 173,20 851,60 709,45 2,26 0,466

Фр 240.. 250 °С 245,00 180,40 853,30 717,65 2,17 0,489

Фр 250.. 260 °С 255,00 187,90 854,40 725,55 2,08 0,513

Фр 260.. 270 °С 265,00 195,90 854,80 733,05 1,99 0,539

Фр 270.. 280 °С 275,00 204,20 854,30 740,15 1,90 0,567

Фр 280.. 290 °С 285,00 213,00 853,30 746,85 1,81 0,597

Фр 290.. 300 °С 295,00 222,10 851,90 753,25 1,73 0,630

Приложение В

Таблица В.1 - Физико-химические свойства углеводородных фракций газа апт-альбских залежей, которые

использовались в расчётных исследованиях

(ПРОДОЛЖЕНИЕ)

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр. 300...310 °С 305,00 231,50 850,80 759,45 1,65 0,663

Фр. 310...320 °С 315,00 240,80 850,80 766,15 1,57 0,695

Фр. 320...330 °С 325,00 250,10 851,70 773,15 1,50 0,725

Фр. 330...340 °С 335,00 259,50 853,30 780,45 1,44 0,754

Фр. 340...350 °С 345,00 269,00 855,20 787,95 1,38 0,782

Фр. 350...360 °С 355,00 278,60 857,60 795,65 1,33 0,809

Фр. 360...370 °С 365,00 288,40 860,00 803,35 1,28 0,835

Фр. 370...380 °С 375,00 298,50 862,30 811,05 1,23 0,861

Фр. 380...390 °С 385,00 308,90 864,50 818,65 1,19 0,888

Фр. 390...400 °С 395,00 319,60 866,70 826,25 1,14 0,914

Фр. 400...410 °С 405,00 330,40 869,20 833,95 1,09 0,940

Фр. 410...420 °С 415,00 341,20 872,20 841,95 1,05 0,963

Фр. 420...430 °С 425,00 352,20 875,40 850,05 1,02 0,986

Фр. 430...440 °С 435,00 363,40 878,80 858,25 0,98 1,008

Фр. 440...450 °С 445,00 374,90 882,00 866,35 0,95 1,031

Фр. 450...460 °С 455,00 386,90 884,90 874,25 0,91 1,054

Фр. 460...470 °С 465,00 399,30 887,50 882,05 0,88 1,078

использовались в расчётных исследованиях

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр 45...60 °С 50,00 81,30 660,70 494,15 3,29 0,264

Фр 60...70 °С 65,80 87,30 678,30 510,25 3,18 0,273

Фр 70...80 °С 75,40 88,90 719,80 527,25 3,27 0,268

Фр 80...90 °С 85,90 94,10 728,60 542,05 3,26 0,270

Фр 90...100 °С 95,60 99,70 734,20 554,25 3,15 0,278

Фр 100.. 110 °С 105,20 103,80 751,00 567,45 3,09 0,283

Фр 110.. 120 °С 115,40 111,40 744,20 577,75 2,94 0,296

Фр 120.. 130 °С 125,40 117,40 748,80 586,45 2,77 0,314

Фр 130.. 140 °С 135,20 120,70 771,20 600,55 2,76 0,316

Фр 140.. 150 °С 145,40 128,40 765,70 612,05 2,68 0,326

Фр 150.. 160 °С 155,50 134,30 772,10 619,95 2,51 0,347

Фр 160.. 170 °С 165,40 139,90 781,10 631,55 2,44 0,356

Фр 170.. 180 °С 175,30 147,10 780,60 641,55 2,35 0,370

Фр 180.. 190 °С 185,40 152,40 792,30 652,25 2,29 0,382

Фр 190.. 200 °С 195,30 159,40 794,00 661,75 2,19 0,399

Фр 200.. 210 °С 205,30 165,60 801,70 671,55 2,12 0,413

Фр 210.. 220 °С 215,40 172,90 803,30 681,75 2,05 0,427

Фр 220.. 230 °С 225,50 178,90 813,30 691,75 1,99 0,441

Фр 230.. 240 °С 235,50 185,80 818,60 703,25 1,95 0,450

Фр 240.. 250 °С 245,50 192,20 826,70 713,55 1,90 0,463

Фр 250.. 260 °С 255,50 199,10 833,40 724,25 1,86 0,475

Фр 260.. 270 °С 265,50 206,60 837,90 733,95 1,80 0,490

Фр 270.. 280 °С 275,50 214,30 842,30 742,55 1,74 0,509

Фр 280.. 290 °С 285,50 222,90 844,20 750,45 1,67 0,530

Приложение Г

Таблица Г.1 - Физико-химические свойства углеводородных фракций газа валанжинских залежей, которые

использовались в расчётных исследованиях

(ПРОДОЛЖЕНИЕ)

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр. 290...300 °С 295,50 231,80 845,90 757,75 1,59 0,555

Фр. 300...310 °С 305,50 243,20 839,10 764,75 1,52 0,580

Фр. 310...320 °С 315,50 252,00 843,20 773,45 1,47 0,599

Фр. 320...330 °С 325,50 260,70 848,80 783,05 1,43 0,614

Фр. 330...340 °С 335,50 270,90 850,20 792,25 1,39 0,631

Фр. 340...350 °С 345,50 282,20 848,70 800,75 1,34 0,652

Фр. 350...360 °С 355,50 293,80 847,20 809,05 1,30 0,672

Фр. 360...370 °С 365,50 305,20 848,30 817,45 1,27 0,693

Фр. 370...380 °С 375,40 317,60 846,90 825,75 1,23 0,714

Фр. 380...390 °С 385,40 329,30 849,80 834,05 1,19 0,735

Фр. 390...400 °С 395,40 340,00 854,70 842,55 1,15 0,755

Фр. 400...410 °С 405,50 350,00 860,00 851,05 1,12 0,775

Фр. 410...420 °С 415,50 358,00 862,00 859,95 1,09 0,794

Фр. 420...430 °С 425,50 370,00 864,00 869,05 1,06 0,811

Фр. 430...440 °С 435,40 382,00 867,00 878,25 1,04 0,827

Фр. 440...450 °С 445,40 398,00 869,00 887,55 1,01 0,844

Фр. 450...460 °С 455,40 410,00 875,30 896,55 0,99 0,862

Фр. 460...470 °С 465,40 426,00 876,50 905,75 0,97 0,879

Фр. 470...480 °С 475,40 441,00 877,60 915,45 0,95 0,893

Фр. 480...490 °С 485,40 455,00 880,00 925,05 0,93 0,908

Фр. 490.500 °С 495,40 474,00 882,00 934,25 0,92 0,925

Фр. 500.510 °С 505,40 478,50 887,60 943,25 0,90 0,942

Фр. 510.520 °С 515,40 494,20 891,40 952,05 0,87 0,961

использовались в расчётных исследованиях (ПРОДОЛЖЕНИЕ)

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр. 520.530 °С 525,40 510,40 895,20 960,75 0,85 0,980

Фр. 530.540 °С 535,40 526,90 900,00 969,45 0,83 0,999

Фр. 540.550 °С 545,40 544,00 904,70 978,05 0,81 1,018

Фр. 550.560 °С 555,40 561,40 909,70 986,75 0,79 1,037

Фр. 560.570 °С 565,40 579,40 913,90 995,45 0,77 1,057

и> 0

использовались в расчётных исследованиях

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр 45...60 °С 50,00 81,40 656,70 220,60 3,28 0,265

Фр 60...70 °С 65,80 86,70 685,90 237,70 3,21 0,271

Фр 70...80 °С 75,40 88,50 722,80 253,40 3,24 0,270

Фр 80...90 °С 85,90 93,60 732,10 268,90 3,26 0,270

Фр 90...100 °С 95,60 98,60 742,30 282,10 3,19 0,275

Фр 100.. 110 °С 105,20 101,90 762,60 295,30 3,12 0,281

Фр 110.. 120 °С 115,40 109,70 755,90 307,30 3,03 0,289

Фр 120.. 130 °С 125,40 115,50 761,40 316,80 2,86 0,304

Фр 130.. 140 °С 135,20 118,90 781,30 329,30 2,81 0,311

Фр 140.. 150 °С 145,40 126,50 777,30 341,40 2,74 0,319

Фр 150.. 160 °С 155,50 132,90 780,70 349,90 2,58 0,337

Фр 160.. 170 °С 165,40 138,70 788,10 359,40 2,47 0,353

Фр 170.. 180 °С 175,30 145,90 787,70 369,40 2,37 0,367

Фр 180.. 190 °С 185,40 151,60 796,50 380,10 2,31 0,379

Фр 190.. 200 °С 195,30 158,50 799,10 389,30 2,21 0,396

Фр 200.. 210 °С 205,30 164,50 807,40 399,10 2,13 0,411

Фр 210.. 220 °С 215,40 171,50 810,90 409,60 2,07 0,424

Фр 220.. 230 °С 225,50 177,30 820,70 420,80 2,02 0,434

Фр 230.. 240 °С 235,50 184,30 825,30 432,60 1,99 0,442

Фр 240.. 250 °С 245,50 190,90 832,50 443,40 1,95 0,453

Фр 250.. 260 °С 255,50 198,00 837,80 454,60 1,91 0,463

Фр 260.. 270 °С 265,50 205,80 841,20 464,40 1,85 0,478

Фр 270.. 280 °С 275,50 213,80 844,20 473,10 1,79 0,496

Приложение Д

Таблица Д.1 - Физико-химические свойства углеводородных фракций газа ачимовских залежей, которые

использовались в расчётных исследованиях

(ПРИЛОЖЕНИЕ)

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр. 280...290 °С 285,50 222,30 846,40 480,90 1,72 0,517

Фр. 290...300 °С 295,50 231,60 846,80 490,30 1,67 0,533

Фр. 300...310 °С 305,50 241,60 845,30 499,40 1,61 0,551

Фр. 310...320 °С 315,50 251,20 846,50 506,10 1,54 0,576

Фр. 320...330 °С 325,50 260,20 850,70 515,10 1,49 0,594

Фр. 330...340 °С 335,50 270,00 853,30 523,60 1,44 0,613

Фр. 340...350 °С 345,50 280,50 854,30 531,90 1,39 0,634

Фр. 350...360 °С 355,50 291,90 853,90 539,40 1,34 0,657

Фр. 360...370 °С 365,50 303,50 854,00 546,10 1,29 0,685

Фр. 370...380 °С 375,40 315,20 855,00 553,10 1,23 0,712

Фр. 380...390 °С 385,40 327,10 856,90 560,80 1,19 0,736

Фр. 390...400 °С 395,40 339,40 858,80 568,90 1,15 0,757

Фр. 400...410 °С 405,50 349,60 867,40 577,80 1,12 0,776

Фр. 410...420 °С 415,50 362,70 869,30 586,60 1,09 0,795

Фр. 420...430 °С 425,50 376,90 869,60 595,10 1,06 0,814

Фр. 430...440 °С 435,40 391,00 871,60 603,80 1,03 0,834

Фр. 440...450 °С 445,40 404,50 876,00 612,10 1,00 0,855

Фр. 450...460 °С 455,40 418,40 876,00 620,60 0,97 0,875

Фр. 460...470 °С 465,40 434,40 880,30 629,10 0,94 0,896

Фр. 470...480 °С 475,40 451,00 881,50 637,40 0,92 0,917

Фр. 480...490 °С 485,40 464,00 882,60 645,80 0,89 0,938

Фр. 490.500 °С 495,40 477,00 885,00 653,90 0,86 0,960

Фр. 500.510 °С 505,40 511,90 890,00 662,30 0,84 0,981

использовались в расчётных исследованиях (ПРИЛОЖЕНИЕ)

Фракция Температура кипения, °С Молекулярная масса Плотность, кг/м3 Критическая температура, К Критическое давление, МПа Ацентрический фактор

Фр. 510.520 °С 515,40 529,00 893,90 670,40 0,82 1,003

Фр. 520.530 °С 525,40 546,60 897,20 678,60 0,79 1,025

Фр. 530.540 °С 535,40 564,50 900,60 686,80 0,77 1,047

Фр. 540.550 °С 545,40 582,90 902,80 694,90 0,76 1,069

Фр. 550.560 °С 555,40 601,70 905,60 703,10 0,74 1,092

Фр. 560.570 °С 565,40 620,90 908,90 711,10 0,71 1,114

Фр. 570.580 °С 575,40 640,60 912,20 719,10 0,69 1,137

Фр. 580.590 °С 585,40 660,60 916,90 727,10 0,67 1,160

Фр. 590.600 °С 595,40 681,20 920,80 735,30 0,65 1,183

134

Приложение Е

Математическое описание процесса ингибирования гидратообразования на УКПГ-Н Ныдинского участка Медвежьего НГКМ, применяющееся в ООО «Газпром добыча Надым» для расчёта норм расхода метанола на данной

установке

1 Общие положения

1.1 Математическое описание процесса ингибирования гидратообразования на УКПГ-Н представляет собой систему уравнений, записанную для узловых точек расчётной схемы, к которым относится входной поток газа УКПГ-Н и каждая из ступеней сепарации установки. Расчётная схема представлена на рисунке Е.1.

с

Рисунок Е.1 - Расчётная схема процесса ингибирования гидратообразования на

УКПГ-Н Медвежьего НГКМ

1.2 Уравнения математического описания сгруппированы в два блока -термодинамический (раздел 2) и балансовый (раздел 3), которые сформированы на основе законов термодинамики и на основе анализа материальных балансов

соответственно. Порядок расчёта процесса ингибирования гидратообразования на УКПГ-Н с помощью данных уравнений представлен в разделе 4.

1.3 Принадлежность параметров уравнений к узловым точкам обозначена с помощью индексов узловых точек ¿, которые включены в наименования данных параметров внизу справа в круглых скобках (таблица Е.1). Пример наименования параметра: Х^ф , где X - основное обозначение параметра, т,п - индексы дополнительного обозначения, I - индекс узловой точки.

Таблица Е. 1 - Индексы узловых точек

Узловая точка Индекс узловой точки г

Входной поток газа УКПГ-Н 0

Сепаратор-пробкоуловитель СП СП

Первичный сепаратор С 1 1

Промежуточный сепаратор С 2 2

Низкотемпературный сепаратор С 3 3

1.4 При расчёте параметров процесса ингибирования гидратообразования на УКПГ-Н принимают следующие допущения:

- режим работы УКПГ-Н стабильный;

- во всех узловых точках достигается термодинамическое равновесие;

- в технологических аппаратах, оборудовании и трубопроводах материальные потоки стационарны;

- обмен тепловой энергией с окружающей средой незначительный;

- не учитывают потери метанола в составе газового конденсата, поскольку их влияние на результаты незначительно вследствие низкого КФ газа апт-альбских залежей Ныдинского участка Медвежьего НГКМ;

- не учитывают уносы жидкости с газом из сепараторов, поскольку обычно их влияние на результаты незначительно;

- не учитывают сброс газа из разделителя Р 1 во входной поток газа низкотемпературного сепаратора С 3, поскольку его влияние на результаты незначительно, вследствие относительно низкого расхода сбрасываемого газа.

1.5 Единицей измерения расхода всех видов материальных потоков является

условиях (0,101325 МПа и 20 °С).