Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат технических наук Лужкова, Екатерина Александровна

• Лужкова, Екатерина Александровна
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Лужкова, Екатерина Александровна

Введение

1 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ

1.1 Характеристика условий гидратообразования

1.2 Технологии использования метанола на установках НТС

2. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСТВОРИМОСТИ МЕТАНОЛА В ГАЗЕ

2.1 Анализ литературных данных

2.2 Оценка точности методики Нельсена и Баклина

2.3 Уточнение методики расчета растворимости метанола в газе

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА УКПГ-1В ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Результаты промысловых исследований

3.2 Определение показателей процесса десорбции метанола из водных растворов

3.3 Среднеинтегральная характеристика процесса десорбции на УКПГ-1 в

3.4 "Гидратные" условия работы газовых линий

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ МЕТАНОЛА НА УКПГ-1 В

4.1 Определение содержания метанола в товарном газе

4.2 Влияние качества низкотемпературной сепарации на условия гидратообразования в обработанном газе

4.3 Расчетное моделирование применяемой на УКПГ-1 В циркуляционной технологии

4.3.1 Характеристика разработанной модели

4.3.2 Результаты моделирования 93 4.4. Причины повышенных технологических потерь метанола с жидкими углеводородами 97 5 РАЗРАБОТКА И ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТАНОЛА НА УКПГ-1В 103 5.1 Разработка способа снижения потерь метанола с жидкими углеводородами

5.2 Прогнозные показатели разработанного способа

5.3 Результаты промышленных испытаний 119 Основные выводы и рекомендации 126 Список использованных источников 128 Приложение А 137 Приложение Б 138 Приложение В

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа»

В последние два десятилетия наблюдается заметный прогресс в части повышения эффективности использования наиболее широко применяемого в газовой отрасли антигидратного реагента — метанола. В первую очередь это обусловлено развитием и реализацией новых технологий, основанных на свойстве этого летучего реагента претерпевать выраженные фазовые переходы при низкотемпературной обработке газа. Тем не менее до настоящего времени значительную долю эксплуатационных затрат (до 20 %) на объектах отрасли составляют расходы, связанные с образованием газовых гидратов. Кроме того, из-за нерешенной проблемы предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа фактическая температура процессов нередко превышает проектную, вследствие чего из газа недостаточно полно извлекаются жидкие углеводороды.

Исследование этих вопросов и разработка экономичных технологий применения метанола позволит улучшить экологическую характеристику и показатели эффективности работы систем обработки газа, что является актуальным для газовой промышленности. Отраслевая важность работ по данной тематике определена Решением Бюро НТС ОАО "Газпром" (№ 7-2002 от 14.03.2002 г.). В числе приоритетных научно-технических проблем ОАО "Газпром" на 20022006 г.г. значится "Разработка технических, технологических и экономических решений по обеспечению эффективной и надежной работы промысловых газопроводов и УКПГ".

Из числа применяемых на установках низкотемпературной сепарации (НТС) технологий использования метанола следует особо выделить циркуляционную технологию, реализованную на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ. Одним из основных достоинств применяемой на УКПГ-1 в технологии является ее высокая надежность при неординарных условиях обработки газа - с противоточной низкотемпературной абсорбцией (НТА) углеводородов Сз+ охлажденным абсорбентом. При эксплуатации УКПГ-1 в по проектной технологии (с гликоле-вой осушкой газа и с применением метанола одновременно) расход метанол составлял 1,8 кг/1000 м3 газа, а при использовании циркуляционной технологии значительно снизился - до 1,4.1,5 кг/1000 м газа. Более высокие технико-экономические показатели обработки газа на УКПГ-1в по сравнению с проектной технологией достигнуты не только за счет сокращения затрат на предупреждение гидратообразования, но и появившейся возможностью снизить температуру НТА и увеличить количество получаемых жидких углеводородов.

Последнее обстоятельство следует выделить особо, поскольку на установках НТС температура в "концевых" сепараторах нередко превышает проектную. При этом гидратообразование на всех стадиях процесса обработки газа гарантированно предотвращается благодаря присутствию в достаточном количестве метанола. Причину ухудшения показателей работы УКПГ в подобных случаях чаще всего относят на счет неудовлетворительного технического состояния (загрязненности) элементов теплообменников.

На основании результатов исследований в диссертации впервые выявлены причины и условия возникновения такого рода технологических осложнений, которые обусловлены образованием гидратов в обработанном газе при его нагревании в рекуперативных теплообменниках. Установлено, что увеличение концентрации метанола в водном растворе на последней ступени сепарации установок НТС позволяет устранить отклонения в режимах обработки газа от нормального. Данный вопрос имеет важное практическое значение, и детально исследован в диссертации применительно к условиям промысловой обработки газа на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ.

В процессе исследований выявлены возможности для повышения эффективности используемой на УКПГ-1 в технологии применения метанола и на основании полученных данных разработан способ, защищенный патентом РФ №2161526.

Реализация способа на УКПГ-1 в подтвердила обоснованность результатов выполненной работы и позволила снизить затраты реагента за счет уменьшения его потерь с жидкими углеводородами.

Заключение диссертации по теме «Химия и технология топлив и специальных продуктов», Лужкова, Екатерина Александровна

Основные выводы и рекомендации

1. Установлена причина несоответствия экспериментальных и рассчитанных по методике Нельсена — Баклина данных по растворимости метанола в газе. Внесены дополнения в расчетную методику, позволяющие расширить область ее применения.

2. Исследована циркуляционная технологии применения метанола для предупреждения гидратоообразования на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ. Определены индивидуальные по аппаратам и среднеинтегральные по установке показатели процесса отдувки метанола газом из водометанольного раствора. Сред-неинтегральное по УКПГ-1 в число теоретических ступеней массопереноса при отдувке составляет 0,5.0,6.

3. Разработана методика расчета количества водометанольного раствора, механически уносимого при сепарации газа. В качестве исходных данных в методике используются значения давления, температуры и концентрации метанола в водной фазе при сепарации, а также температуры точки росы по водной фазе отсепарированного газа и давления в точке ее замера.

4. Впервые установлены условия гидратообразования при нагревании газа, прошедшего низкотемпературную сепарацию. Гидратообразование обусловлено механическим уносом водометанольного раствора с газом сепарации и переходом в паровую фазу при последующем нагревании газа преимущественно метанола. Антигидратные свойства раствора при этом снижаются, вследствие чего и происходит гидратообразование.

5. Определены условия гидратообразования в газе, прошедшем низкотемпературную обработку на УКПГ-1 в Ямбургского месторождения. Для предупреждения гидратообразования в межтрубном пространстве рекуперативных теплообменников "газ - газ" на УКПГ-1 в концентрацию метанола в водной фазе при низкотемпературной сепарации необходимо поддерживать на уровне не ниже 80.82 % масс.

6. Разработана расчетная модель используемой на УКПГ-1 в циркуляционной технологии предупреждения гидратообразования. Установлено хорошее соответствие расчетных данных и показателей реального процесса.

7. Повышенная концентрация метанола (84 % масс.) в получаемом на УКПГ-1в отработанном водометанольном растворе обусловлена объективными причинами. Следствием этого являются повышенные технологические потери реагента вследствие его растворимости в товарном нестабильном конденсате (~65 % от всех потерь).

8. Установлено, что в связи с особенностями реализованной на УКПГ-1 в технологи обработки газа с использованием процесса НТА повышение эффективности отдувки метанола из отработанного водометанольного раствора при текущих условиях эксплуатации установки нецелесообразно.

9. Разработан способ, обеспечивающий снижение технологических потерь метанола с жидкими углеводородами при использовании циркуляционной технологии предупреждения гидратообразования.

10. Проведены промышленные испытания нового способа на УКПГ-1 в Ям-бургского ГКМ и получены положительные результаты. Применение усовершенствованной технологии обеспечило сокращение затрат метанола на 15 %. За период промышленного освоения новой технологии с 01.04.2003 г. по 31.12.2003 г. экономический эффект от внедрения способа составил 6,88 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лужкова, Екатерина Александровна, 2005 год

1. Катц Д., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965, 676 с.

2. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М., Недра, 1980, с. 293.

3. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 473 е.: ил. - ISBN 5-247-03818-5.

4. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М., Недра, 1976, с. 198.

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

6. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. -523 с.

7. Nielsen R.B., Bucklin R. W. Why not use methanol for hydrate control? -Hydrocarbon processing. April 1983, p. 71-78.

8. Истомин B.A., Квон В.Г. Взаимосвязь между точкой росы газа по влаге с газогидратной точкой. В сб. ИРЦ Газпрома, сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М., 1996, № 1-6, с. 95-100.

9. Истомин В.А., Проблема обеспечения показателей качества природного газа и равновесия углеводородных систем с водными фазами. М.: ИРЦ Газпром, 1999, - 68 с. (Обз. информ. Сер. Газовая промышленность на рубеже XXI века).

10. Hammerschmidt Е.А. Formation of gas hydrates in natural gas transmission lines. Ind. & Eng. Chem., 1934, Vol. 26. W-8.

11. Истомин B.A. Особенности предупреждения гидратообразования в потоках частично осушенного газа // НТС. Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром 2000. - № 8-9, с. 17-23.

12. Кэмпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов. Пер. с англ. М., "Недра", 1977, с. 349.

13. Степанова Г.С., Бурмистров А.Г. / Уточненный метод расчета условий гидратообразования газов. Газовая промышленность.-1986, № 10, с. 47.

14. Бурмистров А. Г., Молчанов С.А., Лужкова Е.А., Кабанов Н.И. Совершенствование технологии осушки газа на Оренбургском ГПЗ. М.: ИРЦ Газпром. — 2001. - 51 с. Обз. информ. Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата.

15. Истомин В.А., Капустин Ю.А., Бурмистров А.Г. и др. Борьба с гидрато-образованием в промысловых продуктопроводах. М. :ВНИИЭгазпром, 1990. — 67 с.

16. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Дегтярев Б.В. и др. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья. М.: ВНИИЭгазпром, 1991, 37 с.

17. Клюшин А.Н., Колесников Ю.В. Эксплуатация морских газоконденсато-проводов в гидратном режиме. Нефтяное хозяйство, 1990, № 2, с. 26-27.

18. Мирзаев М.Ш., Козлов С.В., Комаровских А.А. Использование пластовой воды в качестве ингибитора гидратообразования. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. М.:ВНИИОЭНГ, 1985, № 8, с. 10-12.

19. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В., Черников Е.И. Применение метанола для борьбы с гидратами при водопроявлении скважин / Особенности разработки и эксплуатации газовых месторождений Прикаспийской впадины. — М.: ВНИИГаз, 1982, с. 84-89.

20. Кабанов Н.И. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве антигидратного реагента. Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. -М.: ИРЦ Газпром, 1996, с. 19.

21. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М., 1990, 214 с.

22. Истомин В.А. Особенности ввода в поток газа ингибитора гидратообразования и кинетика его распределения по фазам. В сб.: Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. - М.: ВНИИГаз. - 1995. -с.101-116.

23. Carl W. Zahn, United States Patent № 3,633,338, Jan. 11, 1972.

24. Бурмистров А.Г., Истомин B.A., В.П. Лакеев В.П. и др. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту. Патент РФ № 1350447, 1991.

25. Сулейманов Р.С., Беспрозванный А.В., Кульков А.Н. и др. Энерго- и ресурсосберегающие технологии ингибирования гидратообразования на УКПГ. Ж. Газовая промышленность, 2001, № 8. С. 28-30.

26. Rojey A., Larye J. Integrate process for the treatment of a methane-containing wet gas in order to remove water therefrom. United States Patent US 4775395, Oct. 16, 1986.

27. Зиберт Г.К., Ибрагимов И.Э. Способ подготовки природного газа к транспорту с использованием ингибитора гидратообразования. Патент РФ № 2117854, 1988 г.

28. Ананенков А.Г., Ахметшин Б.С., Бурмистров А.Г. и др. Способ переработки природного газа Патент РФ № 22097648, 1997 г.

29. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Губин В.М. и др. Способ переработки природного газа. Патент РФ № 2124929, 1999 г.

30. Ананенков А.Г., Салихов З.С., Бурмистров А.Г. и др. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2124930, 1999 г.

31. Бурмистров А. Г., Якупов 3. Г., Лужкова Е. А./ К оценке эффективности рециркуляционной технологии использования метанола на установках НТС / М.:, ВНИИОЭНГ: НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе", 2000, № 1, с. 24-28.

32. Minklinen A., Larue Y.M., Patel S., Levier J.-F. Methanol gas-treatment scheme offers economic, versatility Oil and gas journal, v. 90, № 22, pp. 65-72, 1992.

33. Noda K., Sato K., Nagatsuka K., Ishida K. Ternary liquid liquid - equilibria for the systems of aqueous methanol solution and propane or n-butane. // J. Chem. Eng. Japan. -1975. - v. 8, № 6., - p.p. 492-493.

34. Бык С.Ш., Макагон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты.- М.: Химия, 1980 г.-296 е., ил.

35. Самарин А.А. Автореферат канд. диссер. "Исследование фазовых превращение некоторых углеводородов и метанола в процессах промысловой обработки газоконденсатных смесей" М., ВНИИГаз, 1971, 27 с.

36. Истомин В.А., Квон В.Г. Методические указания по расчету фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. Мингазпром, М.: ВНИИГАЗ, 1985, с. 124

37. Сперанский Б.В., Бурмистров А.Г., Гафаров Н.А. Содержание метанола в газовой фазе в условиях промысловой обработки газа / ЭИ сер Подготовка, переработка и использование газа//М., ВНИИЭгазпром, 1986, с. 1-3.

38. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования / Истомин В.А., Квон В.Г., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. // Мингазпром, НПО "Союзгазтехнология", М.: ВНИИГАЗ, 1987, с. 72.

39. Бенюан Д. Ифпексол простой способ переработки газа. Ж. Газовая промышленность, 2001, № 5, с. 50-53.

40. Kritchewsky J., Kolesova М. Acta Phisicochemica URSS, 1941, v. 15, p. 327, vol. 276 (3-4).

41. Синявская Р.П., Ярым-Агаев H.JI. Фазовые равновесия в системе метан-вода-метанол при низких температурах. Газовая пром-сть, 1985, № 2, с. 26-27.

42. Parish W.R., Prausnitz J.M. "Dissociation Pressures of Gas Hydrates Formed by Gas Mixtures", Ind. & Eng. Chem. Proc. Design Development, V. 11, p. 26, 1972.

43. Бурмистров А.Г., Сперанский Б.В., Степанова Г.С. Причины высоких концентраций метанола в низкотемпературном сепараторе УКПГ Газовая промышленность, "Недра", 1986, № 4, с. 21-22.

44. Синявская Р.П., Ярым-Агаев Н.Л., Колиушко И.И. и др. Фазовые равновесия в системе метан-вода-метанол при высоких давлениях. Газовая промышленность, 1984, № 7, с. 39-40.

45. Сперанский Б.В., Бурмистров А.Г. Содержание воды в газоконденсатных смесях. М., ВНИИЭгазпром. Реф. сб. Подготовка, переработка газа и газового конденсата, 1983, № 4, с. 5-7.

46. Макагон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М., "Недра", 1974, 208 с.

47. Требин Ф.А., Макагон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. М., "Недра", 1976, 368 с.

48. Новые технические решения при обустройстве Ямбургского ГКМ. Турев-ский Е.Н., Елистратов В.И., Кубанов А.Н. и др. М.: ВНИИЭгазпром, Обз. ин-форм. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 5, 1988, 36 с.

49. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 880 е.: ил. ISBN 5-8365-0101-7.

50. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки каза и конденсата. — М.: "Недра-Бизнесцентр", 1999. -596 е.: ил. ISBN 5-8365-0008-8.

51. Сперанский Б.В., Бурмистров А.Г. Особенности применения летучих ингибиторов гидратообразования. Подготовка, переработка газа и газового конденсата. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, М., 1983, № 5, с. 1-3.

52. Истомин В.А., Лакеев В.П., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, ч. I. М.: ВНИИГАЗ, 1990, с. 82.

53. Истомин В.А., Ланчаков Г.А., Беспрозванный А.В. и др. Технология рециркуляции метанола в системах промысловой подготовки газа: достижения и перспективы. НТЖ Наука и техника в газовой промышленности. М., 2002, № 2, с. 48-55.

54. Ананенков А.Г., Бурмистров А.Г., Кабанов Н.И., Салихов З.С., Ахметшин Б.С., Петере В.Я., Якупов З.Г., Лужкова Е.А., Кубанов А.Н. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2161526 (действует с 06.06.2000).

55. Расулов A.M., Лунина Т.Н. Фазовое состояние системы углеводородный конденсат метанол - пластовая вода в условиях промысловой обработки газа.- М.: ВНИИЭгазпром, 1987, 38 с. Обз. информ., сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 11.

56. Распределение метанола по фазам при обработке газовых и газоконденсатных смесей / В.Г. Хадыкин, В.Н. Ахметов, Э.Б. Бухгалтер, А.Г. Бурмистров.- Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром. 1978. № 10. С. 11-17.

57. Золотарев Н.А., Зыбинов И.И., Романков Ю.И. и др. / Взаимная растворимость конденсата и метанола в присутствие влаги / Газовая промышленность. -1961.-№2.-С. 39.

58. Бурмистров А.Г., Лужкова Е.А. Результаты исследований циркуляционной технологии применения метанола на Ямбургском газоконденсатном месторождении / М.:, ВНИИОЭНГ: НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе", 2003, № 2, с. 16-19.

59. Методические основы для расчета экономии от использования изобретений, промышленных образцов, полезных моделей и рационализаторских предложений / Утверждены. Зам. Председателя Правления ОАО "Газпром" 22.06.1999 г., 36 с.

60. Результаты моделирования "типовой" технологии применения метанола

61. УКПГ-1 в Ямбургского месторождения Концентрация регенерированного метанола 86 % масс. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; 0^0,490; G2 = 0,686; G3=0;гсумм 1,

62. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

63. Р,МРа 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12,0 21,3 21,9 15,0 15,0 18,4 15,0 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 7,489 0 7,489 7,042 2,935 0,127 4,108 2,712

64. С,% масс. 0,7 0,7 1,0 80,9 80,9 86 86 1,0 86 73,5

65. Мгаз 0,035 0,034 0 0 0,034 0 0 0 0 0 1,0

66. W w газ 0,31 0,309 0 0 0,309 0 0 0 0 0 0,016

67. Мвмр 0,035 0 0,048 6,059 0 6,059 6,056 2,524 0,001 3,533 1,993

68. Wbmp 5,005 0,001 5,006 1,43 0 1,43 0,986 0,411 0,125 0,575 0,719

69. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,04

70. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

71. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,549 5,097 4,927 0,448 4,658 4,675 7,508 0 0,019 5,375

72. С,% масс. 97,2 86 1,0 0,8 84,5 84,6 80,9 80,9 0,9

73. Мгаз 0,385 0 0 0 0 0,328 0 0,433 0 0

74. А^газ 0,001 0 0 0 0 0,003 0 0,022 0 0

75. Мвмр 0,534 4,382 0,047 0,003 3,937 3,954 6,074 0 0,016 0,05wbmp 0,015 0,715 4,88 0,444 0,721 0,721 1,434 0 0,004 5,324

76. Мконд 0,081 0,416 0 0 0,295 0,263 0,758 0 0,758 0

77. Результаты моделирования циркуляционной технологии с изменением концентрации регенерированного метанола

78. Концентрация регенерированного метанола 84 % масс.

79. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,2;G2 = 0,972; G3=0,096;1. GcyMM=l,387

80. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

81. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12,0 21,3 21,9 15,0 15,0 18,4 15,0 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,642 0 3,102 2,651 0,453 0,127 2,199 1,277

82. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,7 71,9 84,0 84,0 1,0 84,0 80,3

83. Mra3 0,035 0,034 0 0 1,688 0 0 0 0 0 1,18w »v ra3 0,31 0,309 0 0 0,197 0 0 0 0 0 0,024

84. Mbmp 0,035 0 0,048 3,884 0 2,232 2,227 0,38 0,001 1,847 1,025

85. WBmp 5,005 0,001 5,006 0,758 0 0,87 0,424 0,072 0,125 0,352 0,252

86. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,057

87. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

88. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,742 3,664 4,927 0,45 3,055 3,076 4,565 0 0,019 5,377

89. С,% масс. 96,8 86,2 1,0 1,0 83,4 83,6 83,4 83,4 1,0мгаз 0,382 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0

90. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0

91. Мвмр 0,719 3,157 0,047 0,004 2,549 2,571 3,807 0 0,016 0,051

92. Wbmp 0,023 0,507 4,88 0,446 0,506 0,506 0,759 0 0,003 5,326

93. Мконд 0,079 0,422 0 0 0,275 0,245 0,854 0 0,854 0

94. Концентрация регенерированного метанола 83,5 % масс.

95. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,191; G2 = 1,074; G3=0; GcyMM—1,385

96. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

97. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,642 0 3,114 2,664 0,402 0,127 2,262 1,216

98. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,3 0 71,6 83,5 83,5 1 83,5 79,8мгаз 0,035 0,034 0 0 1,675 0 0 0 0 0 1,17w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,198 0 0 0 0 0 0,025

99. Mbmp 0,035 0 0,048 3,868 0 2,229 2,224 0,336 0,001 1,888 0,97

100. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,774 0 0,885 0,439 0,066 0,125 0,373 0,245

101. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,056

102. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

103. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,734 3,822 4,927 0,45 3,219 3,24 4,661 0 0,019 5,377

104. С,% масс. 96,7 86,1 1,0 1,0 83,5 83,6 83,3 0 83,3 1,0

105. Мгаз 0,381 0 0 0 0 0,322 0 0,426 0 0

106. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0

107. Мвмр 0,71 3,29 0,047 0,004 2,688 2,71 3,884 0 0,016 0,051

108. Wbmp 0,024 0,532 4,88 0,446 0,531 0,53 0,777 0 0,003 5,326

109. Мхонд 0,079 0,419 0 0 0,277 0,247 0,851 0 0,851 0

110. Концентрация регенерированного метанола 83,4 % масс.

111. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,196; G2=l,168; GcyMM=l,483

112. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

113. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5J 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 8,004 0 6,283 5,838 0,865 0,127 4,973 1,772

114. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,9 0 77,6 83,4 83,4 1,0 83,4 82,4мгаз 0,035 0,034 0 0 1,838 0 0 0 -о 0 1,226w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,183 0 0 0 0 0 0,022

115. Mbmp 0,035 0 0,048 6,714 0 4,874 4,87 0,722 0,001 4,148 1,461

116. Wbmp 5,005 0,001 5,006 1,29 0 1,409 0,968 0,143 0,125 0,825 0,311

117. МК0НД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,064

118. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

119. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,78 6,665 4,927 0,444 5,986 6,003 8,024 0 0,019 5,371

120. С,% масс. 97,3 85,3 1,0 0,8 83,6 83,6 83,9 0 83,9 0,9

121. Мгаз 0,385 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0

122. W YV газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0

123. Мвмр 0,759 5,683 0,047 0,004 5,001 5,02 6,73 0 0,016 0,051

124. Wbmp 0,021 0,982 4,88 0,441 0,984 0,984 1,294 0 0,003 5,321

125. Мк0нд 0,082 0,397 0 0 0,277 0,246 0,874 0 0,874 0

126. Результаты моделирования циркуляционной технологии с извлечением метанола из товарного конденсата Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 5 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; G!=0,2; G2=0,818; G3 = 0,215;1. GcyMM 1 ,

127. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

128. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,063 2,615 0,514 0,127 2,101 1,249

129. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,2 72,7 85 85 1,0 85 78,8мгаз 0,035 0,034 0 0 1,555 0 0 0 0 0 1,149w »v Газ 0,31 0,309 0 0 0,207 0 0 0 0 0 0,026

130. Mbmp 0,035 0 0,048 3,864 0 2,227 2,222 0,437 0,001 1,786 0,984

131. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,779 0 0,837 0,392 0,077 0,125 0,315 0,265

132. МК0ПД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,053

133. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

134. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t,uC -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,717 3,382 4,927 0,449 2,803 2,824 4,446 0 0,019 5,376 3,225 0,161

135. С,% масс. 96,5 86,2 1,0 0,9 83,4 83,6 82,5 82,5 1,0 72,7 72,7

136. Мгаз 0,38 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0

137. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0

138. Мвмр 0,692 2,914 0,047 0,004 2,338 2,36 3,671 0 0,016 0,051 2,344 0,117

139. WBMp 0,025 0,467 4,88 0,445 0,465 0,464 0,776 0 0,003 5,325 0,881 0,044

140. Мконд 0,077 0,422 0 0 0,275 0,245 0,82 0 0,82 0 0 0

141. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 10 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; G!=0,2; G2=0,821; G3 = 0,167; GcyMM=l,307

142. Пока- Номер технологической точкизатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

143. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 3,051 2,604 0,51 0,127 2,094 1,14

144. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 82 0 72,7 85 85 1,0 85 76мгаз 0,035 0,034 0 0 1,376 0 0 0 0 0 1,092

145. W vv газ 0,31 0,309 0 0 0,22 0 0 0 0 0 0,029

146. Мвмр 0,035 0 0,048 3,805 0 2,218 2,214 0,433 0,001 1,78 0,866

147. WBMp 5,005 0,001 5,006 0,837 0 0,834 0,391 0,076 0,125 0,314 0,274

148. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,046

149. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

150. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61

151. Сс -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,9

152. MP 0,671 3,332 4,927 0,447 2,8 2,82 4,495 0 0,019 5,374 3,39 0,339

153. С, °/о масс. 95,8 85,9 1,0 0,9 83,4 83,6 81,4 81,4 1,0 72,7 72,7мгаз 0,375 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0

154. W »»газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0

155. Мвмр 0,643 2,863 0,047 0,004 2,336 2,356 3,659 0 0,016 0,051 2,464 0,246

156. WBMP 0,028 0,47 4,88 0,443 0,464 0,463 0,836 0 0,004 5,323 0,926 0,093

157. Мконд 0,074 0,415 0 0 0,275 0,245 0,776 0 0,776 0 0 0

158. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 20 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gj=0,2; G2=0,829; G3 = 0,063;1. GcyMM 1,211

159. Пока- Номер технологической точкизатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

160. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,4 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,028 2,584 0,502 0,127 2,082 0,903

161. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 79 72,7 85 85 1,0 85 67,4

162. Мгаз 0,035 0,034 0 0 0,95 0 0 0 0 0 0,932w vv ra3 0,31 0,309 0 0 0,251 0 0 0 0 0 0,038

163. Mbmp 0,035 0 0,048 3,666 0 2,201 2,196 0,427 0,001 1,77 0,609

164. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,976 0 0,827 0,388 0,075 0,125 0,312 0,294

165. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,03

166. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

167. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,549 3,2 4,927 0,444 2,795 2,811 4,599 0 0,019 5,371 3,785 0,757

168. С,% масс. 93,3 85,1 1,0 0,9 83,4 83,6 78,7 78,7 1,0 72,7 72,7

169. МГаз 0,358 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0

170. Wra3 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0

171. МВмр 0,512 2,723 0,047 0,004 2,332 2,349 3,62 0 0,015 0,051 2,751 0,55

172. Wbmp 0,037 0,477 4,88 0,44 0,463 0,462 0,978 0 0,004 5,32 1,034 0,207

173. Мконд 0,062 0,392 0 0 0,276 0,245 0,684 0 0,684 0 0 0

174. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 30 %. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119; Gi=0,147; G2=0,85; G3 = 0; GcyMM=l,116

175. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

176. P,MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,6 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,005 2,564 0,377 0,127 2,187 0,569

177. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 75,6 72,7 85 85 1,0 85 48,9

178. Mra3 0,035 0,034 0 0 0,468 0 0 0 0 0 0,64w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,286 0 0 0 0 0 0,057

179. Mbmp 0,035 0 0,048 3,509 0 2,184 2,18 0,321 0,001 1,859 0,279

180. WBMp 5,005 0,001 5,006 1,134 0 0,821 0,385 0,057 0,125 0,328 0,291-М-КОНД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,013

181. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

182. Р,МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t,uC -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,353 3,093 4,927 0,44 2,918 2,926 4,662 0 0,019 5,367 4,232 1,227

183. С,% масс. 84,7 83,4 1,0 0,9 83,6 83,6 75,6 75,6 1,0 72,7 72,7

184. М 0,306 0 0 0 0 0,322 0 0,426 0 0 0 0

185. W YY газ 0,003 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0 0 0

186. Mbmp 0,299 2,581 0,047 0,004 2,439 2,447 3,524 0 0,015 0,051 3,076 0,892

187. Wbmp 0,054 0,512 4,88 0,436 0,479 0,479 1,138 0 0,005 5,316 1,156 0,335

188. М^К0НД 0,035 0,351 0 0 0,278 0,247 0,591 0 0,591 0 0 0