Способ предотвращения гидратообразования при подготовке углеводородного газа к транспорту

Способ предотвращения гидратообразования при подготовке углеводородного газа к транспорту

Реферат

 

Сущность изобретения: вводят в газовый поток ингибитор гидратообразования. Выводят отработанный водный раствор ингибитора. Определяют для регулирования расхода ингибитора разности между температурой начала гидратообразования и температурой газового потока в месте вывода ингибитора. Концентрацию ингибитора в отработанном растворе поддерживают, исходя из заданного соотношения. 3 з.п. ф-лы, 1 ил. 2 табл.

Изобретение относится к промысловой подготовке углеводородного газа к транспорту, в частности к предотвращению гидратообразования в газопромысловых системах, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известен способ предотвращения гидратообразования природного газа, основанный на вводе ингибитора гидратообразования, выводе отработанного раствора ингибитора, причем необходимое количество вводимого ингибитора определяется расчетным методом в соответствии с непрерывно фиксируемыми параметрами газового потока (температура, давление, расход газа) на входе и выходе (см. Тараненко Б.Ф. "Автоматическое управление процессом ввода ингибитора гидратообразования", тематический научно-технический обзор в серии "Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности", М. ВНИИЭГАЗпром, 1972, с. 1-54).

При этом расчетный метод определения расхода ингибитора основан на соотношениях материального баланса и предложениях о квазиравновесном и равномерном распределении ингибитора. Недостаток метода состоит в его неточности, связанной с использованием весьма приближенных данных по равновесной растворимости ингибитора (например, метанол или гликоли) в газовой фазе и выделяющемся из газа нестабильном конденсате. Однако реальный процесс не является строго равновесным, газовая и жидкая фазы движутся с разными скоростями и т.п. Все это приводит в указанном аналоге к большим погрешностям при расчетном определении расхода ингибитора и, следовательно, как к ненадежности работы систем управления расходом ингибитора, так и к избыточному его расходу.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения гидратообразования при подготовке углеводородного газа к транспорту, включающий введение в газовый поток ингибитора гидратообразования, и вывод отработанного водного раствора, ингибитора, при этом расход ингибитора определяют путем дополнительного пропускания части исходного газа через устройство, в котором определяют температуру гидратообразования и температуру газа и исходя из разности этих температур регулируют расход ингибитора.

Недостатком этого способа является громоздкость и ненадежность работы устройства, а также невозможность реализации достаточно полного соответствия параметров процесса в основном потоке газа и в устройстве.

В основу изобретения положена задача повышения точности определения расхода ингибитора гидратообразования и тем самым снижения расхода ингибитора на процесс, а также упрощения способа.

Поставленная задача решается способом предотвращения гидратообразования при подготовке углеводородного газа к транспорту, включающим введение в газовый поток ингибитора гидратообразования и вывод отработанного водного раствора ингибитора, в котором концентрацию ингибитора в отработанном растворе поддерживают исходя из соотношения X > где х концентрация ингибитора в отработанном водном растворе, мас.

Т Т_о-Т разность температур между температурной начала гидратообразования и температурой газового потока вместе вывода ингибитора, К; Т_о температура начала гидратообразования газа, определяемая по равновесной кривой гидратообразования в системе "газ-вода", К; Т температура газового потока в месте вывода ингибитора, К; M молекулярная масса воды; М_инг молекулярная масса ингибитора; А коэффициент, зависящий от типа ингибитора и равный от 65-90.

При этом коэффициент А в случае использования в качестве ингибитора гидратообразование метанола равен 65-81. Этот же коэффициент в случае использования в качестве ингибитора гидратообразования этиленгликоля равен 85-89.

В случае использования в качестве ингибиторов гидратообразование диэтиленгликоля или триэтиленгликоля коэффициент А равен 75-80.

Преимуществом предлагаемого способа является обеспечение точного определения минимально необходимого количества ингибитора гидратообразования, которое необходимо для эффективной подготовки углеводородного газа к транспорту в безгидратном режиме, исходя из экспериментально полученного соотношения технологических параметров газа и ингибитора.

Проведенный анализ расчетных методик определения расхода ингибиторов гидратообразования показал, что из всей совокупности используемых данных достаточно точными являются только методы определения равновесной температуры гидратообразования газа известного состава при заданных давлении и концентрации ингибитора в водной фазе. Поэтому в предлагаемом способе наряду с параметрами газового потока в точке вывода отработанного раствора ингибитора дополнительно регистрируется его концентрация. Это позволяет с помощью известных устройств регулировать расход ингибитора в точке ввода, поддерживая минимально-возможную (т. е. обеспечивающую еще безгидратный режим работы соответствующего технологического участка) концентрацию его в водном растворе в точке вывода. Минимально-возможная концентрация Х в отработанном растворе определяется по соответствующим соотношениям (см. выше), в которых используется информация о параметрах газового потока (температура, давление) только в точке вывода отработанного ингибитора. В частности, здесь не требуется регистрация расхода газа.

Способ реализуется следующим образом.

П р и м е р. Выполнены эксперименты по определению величины снижения температуры гидратообразования Т в высококонцентрированных растворах ингибиторов (выше 50 мас.) метанола и гликолей для газовых смесей, моделирующих природный газ следующих составов: газ А метана более 98 об. остальное С_{2+ высш.}, газ Б метана 95 об. остальное С_{2+ высш.}, газ В метана 90 об. остальное С_{2+ высш}. Газ А моделирует природные газы сеноманских газовых залежей Западной Сибири, газы Б и В моделируют составы природных газов газоконденсатных месторождений (Уренгойского, Вуктыльского, Ямбургского и др.). При использовании метанола результаты для газа А приведены в табл.1, а для газов Б и В в табл.2. Аналогичные данные получены для этиленгликоля и триэтиленгликоля.

В результате обработки имеющихся данных по равновесным условиям гидратообразования газов различных составов (в том числе и газов А, Б, В) получено, что условия отсутствия гидратов в системе газ водный раствор ингибитора определяются соотношением X > (1) где Х концентрация ингибитора в отработанном водном растворе, мас.

М_инг. молекулярные массы воды и ингибитора соответственно; Т Т_о-Т; Т температура газового потока в месте ввода ингибитора, К; Т_о температура начала гидратообразования газа определенного состава, определяемая по равновесной кривой гидратообразования, системы "газ-вода", К; А эмпирический коэффициент, зависящий от типа ингибитора, его концентрации, давления и состава газа.

В частности, при использовании в качестве ингибитора метанола получают А 81-022Х+0,005X (Р-7,5) для газа, содержащего в составе более 98 об. метана, и А 81-0,33Х+0,01Х(Р-7,5) для газа, содержащего более 2 об. углеводородов С₂-С₄, где Р давление газа на выходе, МПа.

Тогда как для гликолей получено, что эмпирический параметр А в зависимости от состава газа изменяется в пределах 85-89 (этиленгликоль) и 75-80 (диэтиленгликоль и триэтиленгликоль).

П р и м е р 2. Предлагаемый способ осуществляют следующим образом (см. чертеж). Вводят в точку 1 в поток газа достаточно концентрированный раствор ингибитора гидратообразования, (например, метанола с концентрацией Х_о 80-96 мас.).

На участке 2 осуществляют необходимый технологический процесс. Выводят из точки 3 отработанный раствор ингибитора, отделяют этот раствор от мехпримесей и нестабильного конденсата, замеряют концентрацию Х ингибитора в полученном отработанном растворе (Х < Х_о), а также давление и температуру газа в точке 3. Расход ингибитора подбирают с использованием систем автоматического регулирования, чтобы величина Х удовлетворяла соотношению (1). При этом технологический участок работает в безгидратном режиме с минимально-возможным расходом ингибитора. В отличие от известного способа не требуется регистрировать параметры газового потока в точке 1, а также расход газа. Как вариант предлагаемого способа, принципиально возможна регистрация концентрации ингибитора в водной фазе в точке 3 непосредственно в газовом потоке.

Предлагаемый способ испытан на одной из валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, где в качестве ингибитора гидратообразования используется метанол. Экономия метанола составила 1-2 т/сутки по одной технологической линии.

Формула изобретения

1. СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ ПОДГОТОВКЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ, включающий введение в газовый поток ингибитора гидратообразования, вывод отработанного водного раствора ингибитора и определение для регулирования расхода ингибитора разности между температурой начала гидратообразования и температурой газового потока в месте вывода ингибитора T отличающийся тем, что концентрацию ингибитора в отработанном водном растворе поддерживают исходя из соотношения где X концентрация ингибитора в отработанном водном растворе, мас.

T=T_o-T; T₀ температура начала гидратообразования газа, определяемая по расновесной кривой гидратообразования в системе газ-вода, ^oК; T температура газового потока в месте вывода ингибитора, ^oК; молекулярная масса воды; M_инг молекулярная масса ингибитора; A эмпирический коэффициент, зависящий от типа ингибитора и равный 65 - 90.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при использовании в качестве ингибитора метанола коэффициент A 65 81.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при использовании в качестве ингибитора этиленгликоля коэффициент A 85 89.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при использовании в качестве ингибитора диэтиленгликоля или триэтиленгликоля коэффициент A 75 80.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2