Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. «Газовая промышленность»
  4. Газовая промышленность 9.2024
Газовая Промышленность 9.2024

Научная статья

EDN: YBCMXM

УДК 622.279.8
(UDK 622.279.8)

Авторизуйтесь

ДОБЫЧА ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (GAS AND GAS CONDENSATE EXTRACTION)

КОМПЛЕКСНЫЙ АЛГОРИТМ ОПТИМИЗАЦИИ РАСХОДА ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ (МЕТАНОЛА) В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПРОЦЕССАХ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА ПРИМЕРЕ УКПГ-1В ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(COMPREHENSIVE ALGORITHM TO OPTIMIZE HYDRATE INHIBITOR (METHANOL) CONSUMPTION FOR LOW-TEMPERATURE GAS TREATMENT PROCESSES APPLIED AT THE YAMBURGSKOYE FIELD COMPREHENSIVE GAS TREATMENT UNIT NO. 1V)

При низкотемпературной подготовке промысловой продукции газоконденсатных месторождений для предупреждения гидратообразования традиционно применяется метанол. Снижение уровня его потерь с товарной продукцией при условии исключения формирования газовых гидратов в технологическом процессе представляет собой актуальную задачу.

В ходе исследования, результаты которого представлены в статье, коллективом авторов был разработан и предложен оригинальный подход, позволяющий оптимизировать применение метанола на установке низкотемпературной абсорбции. Он предусматривает несколько этапов:
– адаптацию существующей технологической модели установки комплексной подготовки газа № 1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (Ямало-Ненецкий авт. окр.), выполненной в программном комплексе, по фактическим промысловым данным с учетом неравновесности фазовых превращений при массообменных процессах;
– выполнение в адаптированной модели расчета концентраций метанола, воды и нестабильного конденсата для возможных комбинаций значений технологических параметров при задании различных расходов ингибитора по точкам его подачи;
– аппроксимацию полученных результатов расчета простыми аналитическими зависимостями, определяющими содержание метанола, воды и нестабильного конденсата в потоках и фазах по ключевым точкам процесса;
– разработку по полученным аналитическим зависимостям программы, которая по фактическому технологическому режиму установки позволяет оперативно определять рекомендуемые расходы и концентрации водометанольного раствора по всем точкам его ввода, а также иные влияющие на потери метанола параметры, которые возможно регулировать.

Показано, что за счет оптимизации подачи метанола по ключевым точкам процесса обеспечивается минимизация его технологических потерь с товарными продуктами – газом и нестабильным конденсатом. Предложенный подход реализован на установке низкотемпературной абсорбции установки комплексной подготовки газа № 1В Ямбургского месторождения. С некоторыми модификациями он может быть применен и на других установках подготовки газа, в которых используются низкотемпературные процессы.

Methanol is a typical hydrate inhibitor used in the low-temperature treatment of the products recovered at the gas and condensate fields. One of the crucial tasks is to reduce inhibitor losses with the final products and, at the same time – prevent formation of gas hydrates in the process.

The article presents results of the study, in which the participants developed and suggested a unique approach, which optimizes the use of methanol in a low-temperature absorber. It consists of several stages:
– software-based adaptation of existing configuration applied for the comprehensive gas treatment unit No. 1V of the Yamburgskoye oil, gas and condensate field (Yamalo-Nenets Autonomous Okrug) based on the actual field data and considering the non-equilibrium of phase transitions, which occur during mass exchanging processes;
– calculation of methanol, water, and unstable condensate concentrations in the adapted model for possible combinations of the process parameters at various inhibitor rates in each injection point;
– approximation of the calculated data using simple analytical dependencies, which define the amount of methanol, water, and unstable condensate in streams and phases in each key point of the process;
– use of the obtained analytical dependencies to develop a program, which will calculate the recommended rates and concentrations of the methanol-water solution in each injection point, and other adjustable parameters affecting methanol losses based on the actual process mode.

The article shows that optimization of methanol rate in the key process points reduces its losses with final products – gas and unstable condensate. The suggested approach was implemented for the low-temperature absorber used at the comprehensive gas treatment unit No. 1V of the Yamburgskoye oil, gas and condensate field. With some adjustments, it can be applied at other gas treatment units, where low-temperature processes are used.

НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ СЕПАРАЦИЯ, НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ АБСОРБЦИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ, МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС, ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ, МЕТАНОЛ

LOW-TEMPERATURE SEPARATION, LOW-TEMPERATURE ABSORPTION, PROCESS SIMULATION, MATERIAL BALANCE, HYDRATE CONTROL, METHANOL

А.А. Барановский, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, Россия)

С.П. Дегтярев, ООО «Газпром добыча Ямбург»

Э.Ф. Гизулин, ООО «Газпром добыча Ямбург»

В.А. Истомин, д.х.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Санкт-Петербург, Россия)

Т.Ф. Кадыров, ООО «Газпром добыча Ямбург»

Г.С. Кудияров, ООО «Газпром добыча Ямбург»

М.Н. Макшаев, ООО «Газпром добыча Ямбург»

В.В. Моисеев, ООО «Газпром добыча Ямбург»

Д.А. Яхонтов, ООО «Газпром добыча Ямбург»

A.A. Baranovskiy, Gazprom dobycha Yamburg LLC (Novy Urengoy, Russia)

S.P. Degtyarev, Gazprom dobycha Yamburg LLC

E.F. Gizulin, Gazprom dobycha Yamburg LLC

V.A. Istomin, DSc in Chemistry, Professor, Gazprom VNIIGAZ LLC (Saint Petersburg, Russia)

T.F. Kadyrov, Gazprom dobycha Yamburg LLC

G.S. Kudiyarov, Gazprom dobycha Yamburg LLC

M.N. Makshaev, Gazprom dobycha Yamburg LLC

V.V. Moiseev, Gazprom dobycha Yamburg LLC

D.A. Yakhontov, Gazprom dobycha Yamburg LLC

Рычков Д.А., Прытков В.В., Ефимов А.Н. и др. Определение путей повышения эффективности подготовки добываемого газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в условиях имеющихся технологических ограничений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 3. С. 68–73. EDN: YHTJCX.

Агеев А.Л., Яхонтов Д.А., Партилов М.М. и др. Технические и технологические решения применения низкотемпературной абсорбции при промысловой подготовке углеводородного сырья газоконденсатных залежей в условиях падающей добычи // Газовая промышленность. 2021. № 3 (813). С. 38–48. EDN: IJRPNS.

Патент № 2816915 Российская Федерация, МПК B01D 53/14 (2006.01), C10L 3/10 (2006.01). Устройство десорбции метанола: № 2023115563: заявл. 13.06.2023: опубл. 08.04.2024 / Агеев А.Л., Бакиев Р.И., Кадыров Т.Ф. и др.; заявители ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «ПЛКГРУП» // Google Patents: сайт. URL: https://patents.google.com/patent/RU2816915C1/ru (дата обращения: 10.09.2024). EDN: FVYSJO.

Патент № 2775239 Российская Федерация, МПК B01D 53/14 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01). Способ подготовки природного газа на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения: № 2021107797: заявл. 23.03.2021: опубл. 28.06.2022 / Дегтярев С.П., Агеев А.Л., Партилов М.М. и др.; заявитель ООО «Газпром добыча Ямбург» // Google Patents: сайт. URL: https://patents.google.com/patent/RU2775239C1/ru (дата обращения: 10.09.2024). EDN: CLITQY.

Касьяненко А.А., Моисеев В.В., Яхонтов Д.А. и др. Развитие применения технологии низкотемпературной абсорбции при подготовке газа и газового конденсата валанжинской залежи Ямбургского месторождения к магистральному транспорту // Газовая промышленность. 2023. № 11 (856). С. 68–77. EDN: MQSIVG.

Кутуков В.В., Пономарев А.И., Чеботарев В.В. Оценка влияния термобарических условий на эффективность процесса низкотемпературной абсорбции при промысловой подготовке газа на месторождении Крайнего Севера // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331, № 11. С. 147–156. DOI: 10.18799/24131830/2020/11/2894. EDN: OZWDQT.

Кутуков В.В., Кудияров Г.С. Оптимизация подготовки газа и извлечения конденсата на установке комплексной подготовки газа № 1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения на стадии компрессорной добычи // Нефть и газ – 2022: тез. докл. 76-й междунар. молодеж. науч. конф. / под ред. А.М. Короленка и др. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2022. С. 192–193. EDN: PTWLMS.

Лужкова Е.А. Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа: дис. … канд. техн. наук. М.: ВНИИГАЗ, 2005. 144 с. EDN: NNELWV.

СТО Газпром 2-3.3-1242–2021. Методика расчета норм расхода химических реагентов для газодобывающих дочерних обществ ПАО «Газпром». СПб.: Газпром экспо, 2021. 82 с.

Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ИРЦ Газпром, 2004. 506 с. EDN: QMXZJJ.

Касперович А.Г., Моторин Д.В., Омельченко О.А., Украинцева Д.Е. О расчетах растворимости метанола в газовых конденсатах // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2018. № 5 (37). С. 38–45. EDN: ZXLQQP.

Патент № 2775929 Российская Федерация, МПК E21B 37/06 (2006.01), F17D 3/12 (2006.01). Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования или льдообразования в системах добычи, сбора и подготовки газовых и газоконденсатных промыслов: № 2021116075: заявл. 02.06.2021: опубл. 12.07.2022 / Дегтярев С.П., Агеев А.Л., Партилов М.М. и др.; заявитель ООО «Газпром добыча Ямбург» // Google Patents: сайт. URL: https://patents.google.com/patent/RU2775929C1/ru (дата обращения: 10.09.2024). EDN: PSKJRG.

Hajizadeh A., Mirghaderi F., Azin R., Rajaei H. Optimization and energy efficiency investigation of an industrial gas condensate separation plant // Proceedings of the 16th International Conference on Clean Energy (ICCE-2018). Famagusta, N. Cyprus: Eastern Mediterranean University, 2018. Article ID INDS-01.

Муратова Э.Ж., Крапивин В.Б., Истомин В.А. и др. Ингибитор гидратообразования на основе смесей моноэтиленгликоля и метанола // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2023. № 4 (56). С. 145–154. EDN: RKZIWK.

Rychkov DA, Prytkov VV, Efimov AN , Yakhontov DA, Kadyrov TF. Ways of improving efficiency of the gas treatment in the Yamburgskoe oil and gascondensate field under process restrictions. Oil and Gas Territory [Territoriya “NEFTEGAZ”]. 2017; (3): 68–73. (In Russian)

Ageev AL, Yahontov DA, Partilov MM, Kudiyarov GS, Kutukov VV. Technical and technological solutions for low-temperature absorption implementation into field treatment of hydrocarbon raw materials from gas condensate deposits under condition. Gas Industry [Gazovaya promyshlennost’]. 2021; 813(3): 38–48. (In Russian)

Ageev AL, Bakiev RI, Kadyrov TF, Kasyanenko AA, Kudiyarov GS, Moiseev VV, et al. Methanol desorption device. RU2816915 (Patent) 2024.

Degtyarev SP, Ageev AL, Partilov MM, Yakhontov DA, Dyakonov AA, Golyakov DP, et al. Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field. RU2775239 (Patent) 2022.

Kasyanenko AA, Moiseev VV, Yakhontov DA, Makshaev MN, Kutukov VV, Kudiyarov GS. Development of the low-temperature absorption technology implementation for treatment of gas and gas condensate from Valanginian pool of Yamburgskoye oil, gas and condensate field prior to transmission through main pipelines. Gas Industry. 2023; 856(11): 68–77. (In Russian)

Kutukov VV, Ponomarev AI, Chebotarev VV. Evaluation of temperature and pressure conditions effect on low-temperature absorption effectiveness at gas treatment on the Far North field. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering [Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov]. 2020; 331(11): 147–156. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/11/2894. (In Russian)

Kutukov VV, Kudiyarov GS. Optimization of gas treatment and extraction condensate at the complex gas treatment plant No. 1V of the Yamburg oil and gas condensate field at the stage of compressor production. In: Korolenok AM, Maksimenko AF, Postnikova OV, Prygaev AK, Pyatibratov PV (eds.) Oil and Gas – 2022: Proceedings of the 76th International Youth Scientific Conference, 25–29 April 2022, Moscow, Russia. Moscow: Gubkin University; 2022. p. 192–193. (In Russian)

Luzhkova EA. Improving the efficiency of methanol application for preventing hydrate formation during low-temperature gas processing. PhD thesis. Scientific Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies (VNIIGAZ); 2005. (In Russian)

PJSC Gazprom. STO Gazprom 2-3.3-1242–2021 (company standard). Methodology for calculating consumption rates of chemical reagents for gas producing subsidiaries of PJSC Gazprom. Saint Petersburg: Gazprom Expo; 2021. (In Russian)

Istomin VA, Kwon VG. Prevention and Elimination of Gas Hydrates in Gas Production Systems. М.: Gas Industry Information and Advertising Center; 2004. (In Russian)

Kasperovich AG, Motorin DV, Omelchenko OA, Ukraintseva DYe. On calculations of methanol solubility in gas condensates. Scientific-Technical Collection Book “Gas Science Bulletin” [Nauchno-tekhnicheskiy sbornik “Vesti gazovoy nauki”]. 2018; 37(5): 38–45. (In Russian)

Degtyarev SP, Ageev AL, Partilov MM, Yakhontov DA, Dyakonov AA, Golyakov DP, at al. Method for automatic control of inhibitor supply for preventing hydrate or ice formation in systems for extraction, collection and preparation of gas and gas condensate fields. RU2775929 (Patent) 2022.

Hajizadeh A, Mirghaderi F, Azin R, Rajaei H. Optimization and energy efficiency investigation of an industrial gas condensate separation plant. In: Eastern Mediterranean University (EMU) ICCE-2018: Proceedings of the 16th International Conference on Clean Energy, 9–11 May 2018, Famagusta, N. Cyprus. Famagusta, N. Cyprus: EMU; 2018. article ID INDS-01.

Muratova EZh, Krapivin VB, Istomin VA, Fedulov DM, Kvon VG, Gerasimov YuA, et al. Hydrate inhibitor based on mixtures of monoethylene glycol and methanol. Scientific-Technical Collection Book “Gas Science Bulletin”. 2023; 56(4): 145–154. (In Russian)

Перевод выполнен Moscow Translation Agency

Назад к журналу
ТЕРРИТОРИЯНЕФТЕГАЗ

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

Журналы

Контент

О нас

Контакты