Физико-химические основы повышения эффективности процесса десорбции метанола

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

При добыче и низкотемпературной подготовке природного газа к транспорту образуются водно-метанольные растворы в концентрациях 30…60 мас. %. Высокая эффективность извлечения из них метанола и, таким образом, снижение эксплуатационных затрат на обработку промышленных стоков могут быть достигнуты применением процессов десорбции. В настоящей работе рассмотрены физико-химические основы технологического процесса десорбции метанола из водно-метанольных растворов при подготовке природного газа к транспорту. Для этого было изучено фазовое поведение трехкомпонентной смеси, состоящей из метана, метанола и воды. Исследовано влияние основных факторов, оказывающих влияние на процесс десорбции метанола из водно-метанольного раствора газом первичной сепарации: температура, давление, расход и концентрация метанола в потоке орошения, а также конфигурация блока низкотемпературной сепарации. Показано, что десорбция в составе установок подготовки газа к транспорту проводится в области условий, являющихся неоптимальными с точки зрения технологического процесса. Это вызвано тем, что рассматриваемый процесс является вспомогательным по отношению к низкотемпературной подготовке добываемой пластовой продукции. Приведены рекомендации по оптимизации работы действующих установок подготовки газа и по конфигурации перспективных объектов подготовки газа.

Полный текст

Доступ закрыт

Об авторах

Д. М. Федулов

ООО “Газпром ВНИИГАЗ”

Автор, ответственный за переписку.
Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Россия, Москва

Т. С. Цацулина

ООО “Газпром ВНИИГАЗ”

Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Россия, Москва

А. Н. Кубанов

ООО “Газпром ВНИИГАЗ”

Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Россия, Москва

А. Г. Дедов

РГУ (НИУ) нефти и газа им. И.М. Губкина

Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Россия, Москва

Список литературы

  1. Истомин В.А., Изюмченко Д.В., Григорьев Б.А. и др. Направления совершенствования технологий добычи газа на газовых и газоконденсатных месторождениях // Газовая промышленность. 2023. № S2 (849). С. 68.
  2. Газохимия России. часть 1. Метанол: пока только планы / отчет компании Vygon Consulting. 2019. С. 54. Электронный ресурс: https://vygon-consulting.ru/upload/iblock/f22/vygon_consulting_russian_methanol_industry_development.pdf. Дата обращения 21.10.2023.
  3. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ИРЦ Газпром, 2004.
  4. Kvamme B., Selvåg J., Saeidib N., Kuznetsova T. Methanol as a hydrate inhibitor and hydrate activator // Physical Chemistry Chemical Physics 2018 (34) P. 21968.
  5. E. Haaz, A.J. Toth Methanol dehydration with pervaporation: Experiments and modelling // Separation and Purification Technology. 2018. V. 205 (31). P. 121.
  6. Ahnert F., Driever H., Chepurnov A., Fritz M., Kubanov A., Istomin V., Prokopov A., Fedulov D., Snezhko D., Dubnitsky R. Application of low-temperature separation technology for the field processing of achimov gas: challenges and opportunities // Proc. SPE Russian petroleum technology conference 2018 RPTC-2018.
  7. Mikkinen A., Larue J.Y.M., Patel S., Levier J.-F. Methanol Gas-Treating Scheme Offers Economics, Versatility // Oil and Gas J. 1992. № (90) 22. P. 65.
  8. Николаев А.О., Букин А.В. Опыт эксплуатации основного технологического оборудования по пподготовке к трансорту газа ачимовских горизонтов на УКГ-22 ООО “Газпром добыча Уренгой” // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса / ООО “Газпром добыча Уренгой”. М.: “Издательский дом Недра”, 2013.
  9. Кабанов О.П., Ставицкий В.А., Истомин В.А., Толстов В.А. Внедрение энергоресурсосберегающей технологии десорбции и рециркуляции метанола при освоении ачимовских залежей Уренгойского НГКМ // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса / ООО “Газпром добыча Уренгой”. М.: “Издательский дом Недра”, 2013.
  10. Anderson F.E., Prausnitz J.M. Inhibition of gas hydrates by methanol // AIChE Journal. 1986. V. 32. № 8. P. 1321.
  11. Афанасьев А.И., Афанасьев Ю.М., Барсук С.Д., и др. Технология переработки природного газа и конденсата. Справочник. Часть 1. М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2002.
  12. Kontogeorgis G.M., Michelsen M. L., Folas G. K., Derawi S., Solms N., Stenby E.H. Ten Years with the CPA (Cubic-Plus-Association) Equation of State. Part 2. Cross-Associating and Multicomponent Systems // Ind. Eng. Chem. Res. 2006. V. 45 (14). P. 4869.
  13. Yang X., Rowland D., Sampson C.C., Falloon P.E., May E.F. Evaluating cubic equations of state for predictions of solid-fluid equilibrium in liquefied natural gas production // Fuel. 2022. V. 314 (15). P. 123.
  14. Brunner E., Hültenschmidt W., Schlichthärle G. Liquid mixtures at high pressures IV. Isothermal phase equilibria in binary mixtures consisting of (methanol + hydrogen or nitrogen or methane or carbon monoxide or carbon dioxide) // The Journal of Chemical Thermodynamics. 1987. V. 19 (3). P. 273.
  15. J.H. Hong, P.V. Malone, M.D. Jett, R. Kobayashi The measurement and interpretation of the fluid-phase equilibria of a normal fluid in a hydrogen bonding solvent: the methane-methanol system // Fluid Phase Equilibria. 1987. V. 38. № (1–2). P. 83.
  16. Ярым-Агаев Н.Л., Синявская Р.П. и др. Фазовые равновесия в бинарных системах вода-метан, метанол-метан при высоких давлениях // Журн. прикл. химии. 1985. Т. 58, № 1. С. 165.
  17. Schlichting H., Langhorst R., Knapp H. Saturation of high pressure gases with low volatile solvents: experiments and correlation // Fluid Phase Equilibria. 1993. V. 84 (1). P. 143.
  18. Chapoy A., Coquelet C., Richon D. Revised solubility data and modeling of water in the gas phase of the methane/water binary system at temperatures from 283.08 to 318.12K and pressures up to 34.5MPa // Fluid Phase Equilibria. 2003. V. 214. P. 101.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать
2. Рис. 1. Принципиальная технологическая схема низкотемпературной установки подготовки природного газа с десорбцией для смеси метан-метанол-вода: С-1 – сепаратор, К-1 – десорбционная колонна, ВМР – водно-метанольный раствор, АВО – аппарат воздушного охлаждения, ДКС – дожимная компрессорная станция.

Скачать (2KB)
Метаданные
3. Рис. 2. Зависимость остаточной концентрации метанола в кубовой воде колонны десорбции К-1 (принципиальная технологическая схема приведена на рис. 1) от температуры процесса десорбции и величины удельного расхода орошения: 1 – 3 г/м3, 2 – 2 г/м3, 3 – 1 г/м3, 4 – 0,5 г/м3. Постоянные величины: давление в К-1 10 МПа, число теоретических тарелок 3, концентрация метанола в потоке орошения 60 мас. %.

Скачать (13KB)
Метаданные
4. Рис. 3. Зависимость остаточной концентрации метанола от удельного расхода орошения и концентрации метанола в орошении при 3 ТТ, 10 МПа, 30°С. Значения концентрации метанола в орошении: 1 – 60 мас. %, 2 – 50 мас. %, 3 – 40 мас. % и 4 – 30 мас. %.

Скачать (11KB)
Метаданные
5. Рис. 4. Зависимость остаточной концентрации метанола в воде от концентрации метанола в потоке орошения (3 ТТ, 30°С) и удельного расхода орошения: 1 – 3 г/м3, 2 – 2 г/м3, 3 – 1 г/м3, 4 – 0,5 г/м3.

Скачать (14KB)
Метаданные
6. Рис. 5. Зависимость остаточного содержания метанола в воде от числа ТТ и температуры при постоянных значениях удельного расхода орошения 3 г/м3 и концентрации орошения 60 мас. %. Температуры десорбции: 1 – 20°С, 2 – 30°С, 3 – 40°С, 4 – 50оС, 5 – 60°С.

Скачать (18KB)
Метаданные
7. Рис. 6. Варианты технологической схемы блока низкотемпературной сепарации: (а) – вариант 1, (б) – вариант 2, (в) – вариант 3. Материальные балансы приведены в табл. 3.

Скачать (49KB)
Метаданные

© Российская академия наук, 2024