Технология низкотемпературной сепарации с дефлегмацией для первичной переработки природного газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Мухаметова Наиля Дамировна

• Мухаметова Наиля Дамировна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Мухаметова Наиля Дамировна

ВВЕДЕНИЕ

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Общая характеристика и современное состояние отрасли газовой промышленности

1.2. Процессы первичной переработки газа

1.2.1. Компрессионный метод

1.2.2. Абсорбционная очистка

1.2.3. Адсор бционная очистка

1.2.4. Низкотемпературная сепарация

1.3. Новые технические решения в технологии НТС

1.4. Стабилизация конденсата

2. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ БАЗОВОЙ СХЕМЫ ТЕХНОЛОГИИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ

2.1. Моделирование базовой схемы процесса первичной переработки природного газа по технологии низкотемпературной сепарации природного газа

2.2. Повышение эффективности рекуперативного теплообмена в процессе

первичной переработки природного газа

3. ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА

3.1. Дополнение традиционной технологии НТС стадией дефлегмации в качестве промежуточной сепарации

3.2. Оптимизация термобарических параметров процесса

3.2.1. Снижение давления на стадии входной сепарации

3.2.2. Снижение давления на стадиях рекуперативного теплообмена и дефлегмации

3.2.3. Снижение давления на стадии низкотемпературной сепарации

3.3. Повышение эффективности процесса стабилизации газового конденсата

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРЕДЛОЖЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ

4.1. Оценка экономической эффективности технологии НТСД по сравнению с НТС

4.2. Реконструкция установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения

4.3. Реконструкция установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложение А. Патент на изобретение №

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технология низкотемпературной сепарации с дефлегмацией для первичной переработки природного газа»

ВВЕДЕНИЕ

Технология низкотемпературной сепарации (НТС) широко используется для подготовки природного газа к транспорту и его первичной переработки с целью извлечения из него этансодержащих и пропан-бутановых фракций, ШФЛУ, газового конденсата. Сущность процесса заключается в охлаждении сырьевого газа за счет эффекта Джоуля-Томсона при редуцировании и/или за счет внешнего холодильного цикла и последующей сепарации полученной газожидкостной смеси с выделением углеводородного конденсата.

Однако, как правило, эксплуатация газоконденсатного месторождения сопровождается снижением избыточного давления природного газа, что приводит к снижению перепада давления на редуцирующем устройстве, недостаточности выработки холода и невозможности получения товарной продукции нормативного качества. Для дальнейшего поддержания проектного технологического режима, как правило, прибегают к повышению давления газа перед установкой НТС с помощью дожимной компрессорной станции или же используют дополнительное охлаждение газа за счет внешних источников. Реализация данных мероприятий требует значительных капитальных затрат и приводит к росту эксплуатационных расходов, поэтому разработка альтернативных технических решений, позволяющих осуществлять первичную переработку природного газа при низком перепаде давлений является актуальной задачей отрасли.

В настоящей работе рассмотрена предлагаемая автором технология низкотемпературной сепарации с применением элементов фракционирования (дефлегмации) на стадии промежуточной сепарации, показана ее высокая эффективность при низком перепаде давления на редуцирующем устройстве.

Целью работы была разработка технологии первичной переработки природного газа, направленной на глубокое извлечение тяжелых углеводородов, снижение требуемого перепада давления на редуцирующем устройстве и снижение энергозатрат. При этом технология должна быть достаточно проста и реализуема как при модернизации существующих производств, так и при новом строительстве.

Для достижения поставленной цели были поставлены и решены следующие задачи:

- анализ эффективности существующих методов первичной переработки природного газа на основе отечественных и зарубежных источников;

- разработка расчетной модели процесса первичной переработки газа по традиционной технологии НТС на примере действующей установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения и проверка её адекватности;

- выявление недостатков традиционной технологии НТС;

- исследование влияния схемы рекуперации холода технологических потоков на эффективность традиционной технологии НТС;

- разработка усовершенствованной технологии низкотемпературной сепарации с дефлегмацией (НТСД) для первичной переработки природного газа на основании анализа результатов предыдущих исследований;

- рассмотрение возможности повышения эффективности предложенной технологии за счет оптимизации термобарических параметров процесса, аппаратурного оформления стадии дефлегмации и процесса стабилизации газового конденсата;

- разработка комплекса технических мероприятий для реконструкции существующих газодобывающих и газоперерабатывающих предприятий на

базе технологии НТСД с целью повышения эффективности процесса первичной переработки газа;

- сравнительный анализ экономической эффективности предложенного и традиционного вариантов реконструкции установки комплексной подготовки газа на этапе снижения входного давления сырья.

Научная новизна работы

Впервые предложена схема рекуперации холода технологических потоков, предполагающая дополнительное использование редуцированной смеси газовых конденсатов в качестве хладагента, что позволяет повысить глубину извлечения углеводородов Сз+ и С5+, а также снизить энергозатраты на стабилизацию газового конденсата.

Впервые в технологии первичной переработки природного газа предложено применение дефлегмации на промежуточной ступени сепарации, что обеспечивает повышение глубины извлечения углеводородов С3+ и С5+, а также снижение требуемого перепада давления на редуцирующем устройстве.

Предложена новая схема стабилизации газового конденсата и конструкция аппарата колонного типа для ее осуществления, обеспечивающая максимальный выход стабильного газового конденсата при малых энергозатратах.

Впервые исследованы конструкции дефлегматоров с целью выявления наиболее эффективной с точки зрения четкости разделения углеводородной смеси, показана равнозначность конструкций, отличающихся комбинациями тепломассообменных и массообменных блоков.

Практическая значимость работы

Разработана эффективная технология первичной переработки природного газа НТСД, которая может быть реализована как при новом строительстве, так и на действующих производствах. Технология позволяет увеличить степень извлечения углеводородов Сз+ на 2,7 % масс., С5+ - на 0,3

% масс., снизить перепад давления на редуцирующем устройстве в 2 раза (до 1,6 МПа) и уменьшить энергозатраты на стабилизацию конденсата в 2,5 раза (до 29 кДж/т) по сравнению с традиционной технологией НТС. При этом срок окупаемости реконструкции действующего предприятия составляет менее 1 года.

По результатам исследований выполнен Технологический регламент на проектирование реконструкции УКПГ Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского ГКМ производительностью 1,5 млрд. нм3/год по углеводородному сырью.

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Общая характеристика и современное состояние отрасли газовой

промышленности

Высокое мировое потребление газа определяет большое значение развития отрасли газовой промышленности. Газ, как топливо, характеризуется высокими теплотехническими показателями, легкостью розжига и транспортировки, возможностью хранения в сжатом и сжиженном состоянии и является наиболее экологичным видом топлива, так как сгорает без дыма, копоти и золы [1-3].

На начальных этапах переработки углеводородного сырья легкие углеводородные фракции считались малоценным сырьем и подвергались утилизации (сжиганию), однако со временем всё больше стали вовлекаться в производственные процессы. Становление газовой промышленности в России началось в середине ХХ века. Начали широко развиваться технологические связи между нефтегазовой и химической промышленностью. После Великой Отечественной войны было разработано несколько десятков новых процессов нефтехимического синтеза, построено несколько сотен технологических установок по переработке природного газа и легких углеводородных фракций. [4]. Так, углеводородное сырье стало применяться для производства пластмасс, искусственных волокон, синтетического каучука, удобрений, белково-витаминных кормов и т.д. [3-5]

В 1955 г. в России было добыто 8,98 млрд.м3 природного газа [6]. И в последние десятилетия производство природного газа в России и в мире быстро растёт: в 2001 г добыча составила 2,6 трлн м3 (в т.ч. в России - 0,58 трлн м3), в 2010 - 3,2 трлн м3 (в т.ч. в России - 0,65 трлн м3) [7], 2016 - 3,6 (в т.ч. в России - 0,63 трлн м3) [1]. Согласно прогнозу [7] производство газа с учетом нетрадиционных источников (газ из плотных низкопроницаемых коллекторов и газ, ассоциированный с углем) составит: в 2020 - 4,0 трлн м3

(в т.ч. Россия - 0,82 трлн м3), 2030 - 4,5 трлн м3 (в т.ч. Россия - 0,94-1,00 трлн м3), 2040 - 5,2-5,5 трлн м3 (в т.ч. Россия - 1,1 трлн м3), 2050 - до 6,0 трлн м3 (в т.ч. Россия - 1,1-1,2 трлн м3).

Подтвержденные мировые запасы природного газа оценивались на конец 2010 года в 192,6 трлн.м3 (в т.ч. в России - 46 трлн.м3) [8], на конец 2013 года - в 200,6 трлн.м3 (в т.ч. в России - 49,3 трлн.м3), на конец 2016 года - 200,5 трлн.м3 (в т.ч. в России - 50,5 трлн.м3) [9]

При этом следует отметить, что в России запасы распределены неравномерно: примерно три четверти из них расположены в Сибири. [6]. В связи с этим развитие отрасли в Западно-Сибирском регионе стало значительным шагом в становлении газовой промышленности нашей страны. Климатические особенности и удаленность региона обусловили принятие упрощенной схемы переработки газа, предполагающей минимальную номенклатуру товарной продукции, в основном: сухой газ, ШФЛУ и газовый конденсат [5].

Значительное внимание в нашей стране уделяется развитию процессов вторичной переработки газа в заводских условиях с связи с тем, что с их использованием получается большая номенклатура востребованной конечной продукции с большей добавленной стоимостью. Однако на стадиях подготовки и первичной переработки природного газа происходят значительные потери ценных компонентов в силу невысоких требований к качеству получаемых продуктов и полупродуктов, а также сложности утилизации низконапорных газов.

Кроме того, в настоящее время для газовой промышленности характерно увеличение удельных затрат на добычу и транспорт углеводородных газов. Так как, во-первых, осуществляется ввод в эксплуатацию месторождений в районах крайнего севера, характеризующихся удаленностью от потребителя, повышенными затратами на проведение работ и др. Во-вторых, более 80% газа добывают на

месторождениях, вступивших в период падающей добычи [10] и характеризующихся значительной обводненностью скважин [11], происходит старение технической базы производственного предприятия, в связи с чем необходима диагностика и ремонт или замена применяемого оборудования.

Опыт зарубежных стран показывает, что глубокое извлечение углеводородов из газов и их дальнейшее применение в качестве топлив или нефтехимического сырья зачастую более эффективно. Например, выход этилена при пиролизе бензина составляет порядка 27%, а при пиролизе этана он значительно выше - до 70% [12].

Таким образом можно утверждать, что поиск новых и эффективное использование известных способов и оборудования для первичной переработки природного газа, позволяющих обеспечить лучшие технико-экономические показатели процесса имеет большое практическое значение [12].

1.2. Процессы первичной переработки газа

Первичная переработка природного газа осуществляется с целью извлечения из него этансодержащих и пропан-бутановых фракций, ШФЛУ, газового конденсата. При этом глубина извлечения компонентов из газа устанавливается исходя из экономической целесообразности, а минимальный уровень переработки газа определяется из условий его пригодности для транспортирования. Данный процесс осуществляется как в условиях ГПЗ, так и в условиях промысла. Во втором случае первичная переработка природного газа происходит на установке комплексной подготовки газа (УКПГ). Однако следует понимать, что УКПГ - это совокупность технологических установок и вспомогательных сооружений, обеспечивающих получение газа и конденсата заданного качества. [12]. В рамках данной диссертации рассматривается технология первичной переработки природного газа на двух

основных технологических установках, входящих в состав УКПГ: низкотемпературной сепарации и стабилизации газового конденсата.

Основной компонент природных газов - метан. Также газ содержит этан, пропан, бутаны, пентаны, а иногда и более тяжелые углеводороды. [4, 13]. Содержание углеводородов С5+ в газе определяет его конденсатный фактор - один из основных параметров, влияющих на технико-экономические показатели установки. В зависимости от конденсатного фактора выделяют следующие типы газа: малоконденсатный (до 50 г/м3), среднеконденсатный (50-200 г/м3) и высококонденсатный (более 200 г/м3) [12].

Метан обычно находит применение в качестве топливного газа или сырья для получения водорода, аммиака, метанола; этан используют в производстве пластмасс, ПАВ, для органического синтеза; пропан выступает в качестве топлива, хладагента или сырья для органического синтеза; бутаны используют в производстве высокооктановых компонентов бензина, высокооктановых добавок и синтетического каучука, а в смеси с пропаном -в качестве топлива для автомобилей или коммунально-бытовых нужд; стабильный конденсат является аналогом нефти, имеющим значительное содержание светлых нефтепродуктов [14, 15]. Пути дальнейшего использования стабильного конденсата определяются его составом [6], при этом в технической литературе, как правило, под стабильным конденсатом, подразумевают углеводороды С5+ [12].

Кроме того, в состав природных газов входят и неуглеводородные компоненты: водяные пары, азот, гелий, сероводород и другие сернистые соединения, двуокись углерода, ртуть [4, 12, 13]. Присутствие их в сырье значительно усложняет переработку газа. Так, вода при низких температурах замерзает либо участвует в образовании газовых гидратов и блокирует технологические трубопроводы. Азот снижает теплотворную способность и воспламеняемость газа. Азот и гелий повышают потребляемую мощность

производства и затраты на транспорт морским путем. Сернистые соединения вызывают коррозию. Углекислый газ также снижет теплотворную способность природного газа и вызывает коррозию. Ртуть (особенно в присутствии воздуха) повреждает теплообменники из алюминия [13]. В связи с вышесказанным очевидно, что очистка газа от неуглеводородных компонентов также является важным этапом первичной переработки природного газа, однако не рассмотривается в рамках настоящей диссертации.

Технологические схемы и процессы первичной переработки природных газов в промысловых и заводских условиях очень близки. На работу ГПЗ сильно влияет изменение состава сырья, в том числе содержание различного рода ингибиторов, используемых на промысле и впоследствии попадающих на завод. При этом поддержание качества выпускаемой продукции осуществляется крайне сложно [12]. В связи с этим важно уделить внимание объектам первичной переработки, расположенным на промыслах. Простые и надежные технологии позволят обеспечить более постоянный состав сырья на ГПЗ.

Другой, и, вероятно, наиболее серьезный недостаток в области первичной переработки газов - неквалифицированное использование углеводородных ресурсов, заключающееся в низкой глубине извлечения компонентов С2+ [12]. Так, значительная их доля теряется с топливным газом и с газами стабилизации, зачастую направляемыми на факел. Одним из решений данной проблемы является более полная переработка нестабильного конденсата [16] с получением топлив и ароматических углеводородов. При этом потери углеводородов минимальны.

Наиболее известные технологии первичной переработки природного газа с извлечением углеводородов С2+ осуществляется при использовании компресионных, абсорбционных, адсорбционных, конденсационных и других процессов [4, 12]. Выбор технологии зависит от свойств и параметров

перерабатываемого газа, ожидаемой глубины извлечения и требует технико-экономической оценки в зависимости от спроса близлежащих потребителей, характеристик месторождения, наличия и сложности оборудования, климатических особенностей района добычи и др. [12, 13, 15, 17].

1.2.1. Компрессионный метод

Данный метод обычно используют в совокупности с другими, но иногда используют и как самостоятельный, например, для выделения тяжелых углеводородов из высококонденсатного газа. Сущность процесса заключается в ступенчатом компримировании и охлаждении газа. Полученный при этом конденсат далее направляется в колонны для разделения [4, 18]. В качестве основного недостатка компрессионного метода можно назвать высокие капитальные и эксплуатационные расходы.

1.2.2. Абсорбционная очистка

Абсорбция - один из основных процессов газопереработки. Первоначально абсорбционный метод применялся для выделения С3+ из попутного нефтяного газа, содержащего указанную фракцию в большом количестве [19].

Одна из разновидностей данного процесса - масляная абсорбция -нашла применение в случаях высокого входного давления природного газа. При этом процесс проводится при положительных температурах, а в качестве абсорбента используются тяжелые фракции нефти. Преимуществами данной технологии являются: малая требуемая мощность динамического оборудования для закачки газа в пласт (месторождения с сайклинг-процессом), слабая зависимость от изменения концентрации целевых компонентов, обеспечение деэтанизации нестабильного конденсата [12]. Недостатки же заключаются в следующем: высокий расход абсорбента,

существенные его потери, невозможность применения в промысловых условиях для обработки малоконденсатного сырья (невосполнение абсорбента), необходимость дополнительных технологических операций для подготовки газа по СТО Газпром 089-2010 [19, 20].

Дальнейшее развитие данной технологии пошло по пути снижения температур процесса [19]. Низкотемпературная абсорбция может быть реализована за счет реконструкции масло-абсорбционной установки после окончания периода сайклинг-процесса. При этом сокращается кратность циркуляции абсорбента [4], а в зависимости от параметров сырья и от давления в абсорбере первые несколько лет нет необходимости использования внешних источников холода. В качестве абсорбента при этом используют конденсат. Недостатками технологии низкотемпературной абсорбции являются: низкая избирательность абсорбента при высоком давлении, высокая металло- и энергоемкость установки [12].

Кроме перечисленных, в целом недостатками абсорбционного метода первичной переработки природного газа является необходимость регенерации и восполнения абсорбента, эррозия и коррозия оборудования и трубопроводов при загрязнении абсорбента механическими примесями и сернистыми соединениями [12].

Абсорбция позволяет извлекать углеводороды С3+, однако с развитием нефтехимической отрасли всё больший интерес стало представлять извлечение этана - ценного пиролизного сырья. Это может быть обеспечено при низкотемпературной конденсации, которая впоследствии и стала вытеснять абсорбцию.

1.2.3. Адсорбционная очистка

Адсорбционный метод первичной переработки природного газа основан на применении адсорбентов, обеспечивающих извлечение ряда компонентов, и используется в случаях, когда содержание тяжелых

углеводородов низко, когда абсорбция и тем более компрессионный метод малоэффективны. Технология может использоваться в комплексе с абсорбцией [4].

При выборе данного метода следует помнить, что адсорбция компонентов происходит с различной скоростью, поэтому в ходе процесса в слое адсорбента образуется несколько адсорбционных зон. Крайней по ходу газа является зона по воде, которая вытесняет поглощенные углеводороды [21].

Существенным недостатком рассмотренного метода является потеря углеводородов С5+ с газом регенерации, а также низкая эффективность при высоких мощностях переработки.

1.2.4. Низкотемпературная сепарация

Данный метод наиболее широко применяется для первичной переработки конденсатсодержащих газов в промысловых условиях на начальном этапе эксплуатации месторождений. НТС используется также в схемах с НТА в качестве предварительной стадии. Процесс традиционно осуществляется за счет избыточного входного давления: при изоэнтальпийном или изоэнтропийном расширении газа происходит снижение температуры потока, конденсация тяжелых компонентов и сепарация образовавшейся газожидкостной смеси. Упрощенная технологическая схема НТС представлена на рисунке 1.1 [6, 12].

В случаях, когда избыточного давления природного газа на входе установки недостаточно, используется внешний холодильный цикл, либо предварительное дожатие и последующее расширение газа с применением турбодетандерного агрегата (ТДА). Недостатки метода НТС - высокие потери углеводородов С3+ вследствие капельного уноса [22, 23] и снижение разделительной способности оборудования при снижении входного давления газа [12, 24] - объясняются низкой эффективностью процесса однократного

разделения. К достоинствам же данного метода можно отнести простоту в эксплуатации и техническом обслуживании, низкие капитальные и эксплуатационные затраты, гибкость и приспособляемость к изменениям параметров сырья, осушка одновременно с извлечением тяжелых углеводородов, возможность постепенного дополнения и модернизации для сохранения качества товарного газа при снижении входного давления, а также повышенное извлечение этана и пропана при почти полном извлечении бензинов [4, 25].

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема НТС: 1 - входной сепаратор;

2 - рекуперативный теплообменник; 3 - редуцирующий клапан; 4 - низкотемпературный сепаратор; 5 - дегазатор (выветриватель).

Потоки: I - природный газ; II - ингибитор гидратообразования (метанол); III - товарный газ; IV - стабильный конденсат; V - водо-

метанольный раствор

Эффективность работы установки НТС зависит от различных параметров [12, 24].

Выбор температуры обусловлен требуемым качеством и ассортиментом целевых продуктов. Чем легче компонент, тем ниже температура, соответствующая максимальной степени его извлечения. Однако, снижение температуры приводит к снижению избирательности

Ш

т

процесса за счет того, что степень конденсации легких опережает степень конденсации более тяжелых углеводородов [26].

Давление существенно влияет на распределение компонентов по фазам. Обычно давление входной сепарации устанавливается исходя из входных параметров газа и имеющегося оборудования, а на последних стадиях - из давления магистрального трубопровода (7,5 МПа). При этом следует отметить, что оптимальное значение для максимального извлечения углеводородов С3+ ниже. С повышением давления сепарации возрастает количество конденсата, однако при этом в него попадает больше углеводородов С1-С2, что впоследствии приводит к увеличению количества газов стабилизации и повышению эксплуатационных расходов [12].

Таким образом, снижение температуры и повышение давления приводят к увеличению выхода конденсата. Однако в первом случае относительная летучесть компонентов растет, а во втором - падает, в связи с чем следует предпочесть снижение температуры, т.к. это обеспечивает более четкое разделение [12].

Другой важный параметр - число ступеней сепарации. Подготовка газа к транспорту обычно осуществляется в 2-3 ступени, а для глубокого извлечения С2+ применяют многоступенчатые схемы сепарации. В работе [12] представлена сравнительная оценка одно-, двух- и трехступенчатой схем НТС, которые обеспечивают одинаковую ТТРув товарного газа. При этом наибольший выход конденсата наблюдался в случае одноступенчатой, а наименьший - в случае многоступенчатой сепарации. Однако в последнем случае обеспечивается более четкое разделение углеводородной смеси.

Кроме того, одноступенчатая сепарация редко применяется в промысловых условиях в связи с высоким содержанием в сырье минеральных солей, механических примесей и т.п., вызывающих эрозию последующего технологического оборудования.

Преимущества одноступенчатой сепарации могут быть обеспечены за счет следующих технологических решений:

- обеспечение на первой ступени сепарации режима с минимальным выделением конденсата;

- подача нестабильного конденсата первой ступени сепарации или его тяжелой фракции в поток газа перед второй ступенью [27].

Оптимальный подбор оборудования обеспечивает высокую эффективность любого процесса. Первичная переработка природного газа осуществляется с использованием различного рода сепараторов, фильтров, теплообменного, динамического оборудования и т.п. [12].

В сепараторах происходит унос капельной жидкости, что повышает температуру точку росы по сравнению с температурой разделения. Решением этой проблемы является снижение скорости газа, а также установка фильтров на линии газа после сепаратора [12].

Наиболее простой способ получения низких температур при первичной переработке природного газа - его изоэнтальпийное расширение с использованием дроссельного оборудования. Преимуществами данного метода является малая металлоемкость и стоимость, а также высокая надежность. Дроссель-эффект, или эффект Джоуля-Томсона, - это снижение температуры при снижении давления на 0,1 МПа [12, 28]. Коэффициент Джоуля-Томсона для идеально сухого газа равен примерно 0,3 °С. Для реальных газов, содержащих как влагу, так и тяжелые углеводороды, данный коэффициент равен 0,15-0,25 °С. Это связано с конденсацией тяжелых компонентов при охлаждении [29].

Другой способ выработки холода - с использованием ТДА - получил не только широкое распространение на Крайнем Севере России (на Шебелинском месторождении, УКПГ-1В Ямбургского месторождения, Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении), но и был предложен к внедрению на месторождениях Восточной Сибири

(Чаяндинское), п-ова Ямал (Харасавейское, Крузенштерн-ское, Тасийское и др.) и на шельфовых месторождениях. В работе [30] представлена методика анализа работы УКПГ способом НТС с ТДА, рекомендованная к использованию при разработке различного рода документации для новых УКПГ.

Охлаждение газа при использовании ТДА происходит за счет изоэнтропийного расширения, что обеспечивает более низкие температуры по сравнению с использованием дроссельных устройств (рисунок 1.2) [12]. Из рисунка 1.2 видно, что при снижении входного давления природного газа его изоэнтропийное расширение для выработки холода имеет более высокую эффективность, чем изоэнтальпий-ное. Следовательно, применение ТДА предпочтительнее с технологической точки зрения. Однако высокая стоимость и сложность ТДА по сравнению с дроссель-клапаном, как правило, обуславливает выбор в пользу последнего.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мухаметова Наиля Дамировна, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Статистический Ежегодник мировой энергетики 2018 [Электронный ресурс]. URL: https://yearbook.enerdata.ru/natural-gas/world-natural-gas-production-statistics.html.

2. Канило П.М., Абрамчук Ф.И., Марченко А.П., Парсаданов И.В. Природный газ - наиболее эффективный заменитель нефтяных топлив на автотранспорте. Автомобильный транспорт, 2008.

3. Татаренко В.И., Робинсон Б.В. Газовая промышленность России: добыча, транспорт, экономические проблемы. Интерэкспо Гео-Сибирь. -2013.

4. Гудков С.Ф. Переработка углеводородов природных и попутных газов, М.: Госоптехиздат, 1960.

5. Андрейкина Л.В. Состав, свойства и переработка попутных нефтяных газов. Автореф. дис. канд. техн. наук. - 2005.

6. Синицын С.А. Королева Н.В. Переработка жидких и газообразных энергоносителей. Под ред. Дигурова Н.Г. М.: РХТУ. - 2001. - 102 с.

7. Скоробогатов В.А., Сивков С.Н., Данилевский С.А. Проблемы ресурсного обеспечения добычи природного газа в России до 2050 года. Вести газовой науки. - 2013. - №5.

8. OPEC Annual Statistical Bulletin 2013. [Электронный ресурс]. URL: https://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications /ASB2013.pdf.

9. OPEC Annual Statistical Bulletin 2017. [Электронный ресурс]. URL: http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/ ASB2017_13062017.pdf

10. Панкратов В.В. Ресурсный потенциал нефтегазовой отрасли промышленности России и стимулирование повышения эффективности его использования. Экономика. Налоги. Право. - 2015. - №3.

11. Анализ осложнений, возникающих при работе газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи. Шестерикова Р. Е., Шестерикова Е. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2014. № 4. С. 55-60.

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

13. Дорожкин В.Ю., Мастобаев Б.Н. Северные и южные заводы по сжижению природного газа. Сравнение технологий подготовки газа. Башкирский химический журнал. - 2013. - №1. - С.123-134.

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

15. Тараканов Г.В. Основы технологии переработки природного газа и конденсата: учеб. пособие / Г.В. Тараканов, А.К. Мановян; под ред. Г.В. Тараканова: Астрахан. гос. техн. ун-т. - Изд. 2-е, перераб. и доп. - Астрахань: Изд-во АГТУ, 2010. - 192 с.

16. Промысловый комплекс переработки скважинной продукции газоконденсатного месторождения / Ахтямов А.К., Елизарьева Н.Л., Клыков М.В., Колчин А.В., Коновалова К.В., Курочкин А.В., Максименко Ю.М., Масгутова В.А., Мухаметова Н.Д., Рыль С.А., Сайранов Д.А., Сайфуллин М.М.: пат. 2016127122, Рос. Федерация. № 2016127122; заявл. 05.07.2016; опубл. 12.01.2018. Бюл. № 02.

17. Калименева О.А., Мухаметова Э.М., Кириллова Г.В., Мурзакаева Г.Ф. Оптимизация использования существующего (проектного) оборудования объектов подготовки нефти и газа. Экспозиция нефть газ 2012. - №4(22). -с.65-68.

18. Чуракаев А.М. Переработка нефтяных газов. Учебник для рабочих. М.: Недра. - 1983. - 279 с.

19. Прокопов А.В., Истомин В.А. Абсорбционные технологии промысловой подготовки газоконденсатных газов. Вести газовой науки. -2016. -№2

20. СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемы по магистральным газопроводам. Технические условия. -Введ. 2010-10-25.

21. Кэмпбел Д.М. Очистка и переработки природных газов. Норман, США, 1972. Пер. с англ. под ред. д-ра техн. наук Гудкова С.Ф. М.: «Недра». -1977. - 349 с.

22. Донских Б.Д., Истомин В.А. Крашенников С.В., Русанова Г.Н. Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа. Вести газовой науки 2012

23. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 880 с.

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

25. Горбачев С.П., Медведков И.С. Низкотемпературная очистка природного газа при малотоннажном производстве сжиженного природного газа. - Вести газовой науки. - 2015. -№1. - С.114-123.

26. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов; Под ред. С.А. Ахметова. - СПб: Недра, 2006. - 868 с.

27. Гриценко А.Н. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья. М.: «Недра». - 1977. - 239 с.

28. Мурин В.И., Кисленко Н.Н. и др. (ред.) Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. - М:. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - Ч.1. - 517 с.

29. Рассохин, С.Г. Оператор по добыче нефти и газа : учебн. пособие для нач. проф. образования / Рассохин С.Г. - М. : Академия, 2002. - 544 с. - ISBN 5-94231-167-6

30. Воронцов М.А., Федулов Д.М., Грачев А.С., Прокопов А.В., Глазунов

B.Ю. Методический подход к расчетному исследования промысловой подготовки природного газа к транспорту по технологии низкотемпературной сепарации с применением турбодетандерных агрегатов. Вести газовой науки. - 2016. - № 2. - С.105-111.

31. Архаров А.М., Бондаренко В.Л., Десятов А.Т., Пронько Б.Г. Эффект охлаждения при волновом адиабатном расширении газа // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1981. - №2. - С. 139-142.

32. Архаров А.М., Семенов В.Ю., Лаухин Ю.А., Козлов А.В., Малахов

C.Б., Левдик Г.Н., Прокшин М.Ю. Результаты экспериментальных исследований криогенного волнового детандер-компрессора

33. Архаров А.М. Развитие безмашинных газодинамических (волновых) методов генерации холода // Сб. науч. докл. III Всесоюз. науч.-техн. конф. Криогенная техника-82, 1983 г. - Ч.1. - С.33-46.

34. Козлов А.В. Повышение эффективнсти эксплуатации волновых детандеров в установках низкотемпературной обработки углевоодродного газа: Автореф. дис. канд. техн. наук. - М., 2003 г. - 19 с.

35. Прокопов А.В., Истомин В.А., Федулов Д.М. Сепень извлечения и остаточное содержание углеводородов С5+в в газе сепарации газоконденсатных месторождений. НефтеГазоХимия. - 2016. - №2. - С.64-70.

36. Воронцов Ю.С., Арсеньев В.В. Циклонно-пенный аппарат для комплексной подготовки газа. Наука. Мысль: электронный периродический журнал. 2016. - №2. - С.23-27.

37. Палей Б.С., Толстов В.А., Ромашов А.П., Немова Е.В. Сепарционное оборудование для защиты промысловых ДКС. Экспозиция Нефть Газ. - 2014 №4(36). - С.7-9

38. Бурцев К.А., Карпенко Р.Ю. Комплексная газоподготовка доступна профессионалам. Экспозиция Нефть Газ. - 2017. - №4(57). - С.60-64.

39. Шайдаков В.В., Шайдаков Е.В., Тотанов А.С. Магнитная обработка газового потока для удаления механических примесей. Экспозиция Нефть Газ. - 2014. - №4(36). - С.20-24.

40. Сираев Р.Р., Ахлямов М.Н., Юшко С.В. Определение уноса капельной жидкости и механических примесей в газовом потоке. Вестник технологического университета, 2016 №4

41. Сираев Р.Р., Ахлямов М.Н., Юшко С.В. Определение остаточного содержания дисперсной фазы в отсепарированном газе. Распределение концентраций дисперсных частиц в выходных трубопроводах сепарационного оборудования. Вестник технологического университета. -2015. - №24. - С.30-32.

42. Регулярная насадка и устройство для ее изготовления / Насибуллин Р.И., Клыков М.В.: пат. 2229334, Рос. Федерация. Заявл. 20.02.2003; опубл. 27.05.2004.

43. Дмитриев А.В., Мадышев И.Н. Разработка новых видов контактных устройств для интенсификации тепломассообмена и повышения энергосбережения. Вестник технологического университета. - 2015. - №8. -С. 110-111.

44. Теплообменник Астановского радиально-спирального типа (варианты) / Астановский Д.Л., Астановский Л.З.: пат. 2348882, Рос. Федерация. № 2007127631/06; заявл. 19.07.2007; опубл. 10.03.2009. Бюл. № 7.

45. [Электронный ресурс]. URL: http://www.fe1.ru/doc/fe_he.pdf.

46. Фракционирующий холодильник-конденсатор / Курочкин А.В.: пат. 2532057, Рос. Федерация. № 2013126843/13; заявл. 11.06.2013; опубл. 27.10.2014. Бюл. № 30.

47. Устройство для низкотемпературной сепарации газа и способ его работы / Курочкин А.В.: пат. 2576300, Рос. Федерация. № 2014153606/05; заявл. 26.12.2014; опубл. 27.02.2016. Бюл. № 6.

48. Фракционирующий аппарат / Курочкин А.В.: пат. 2511383, Рос. Федерация. № 2012149885/05; заявл. 22.11.2012; опубл. 10.04.2014. Бюл. №10.

49. Способ низкотемпературной сепарации газа / Курочкин А.В.: пат. 2544648, Рос. Федерация. № 2014100310/05; заявл. 09.01.2014; опубл.

20.03.2015. Бюл. № 8.

50. Установка отбензинивания попутного нефтяного газа и способ ее работы / Курочкин А.В.: пат. 2590267, Рос. Федерация. № 2015145276/05; заявл. 21.10.2015; опубл. 10.07.2016. Бюл. № 19.

51. Способ низкотемпературной сепарации газа / Курочкин А.В.: пат. 2576297, Рос. Федерация. № 2015106240/05; заявл. 24.02.2015; опубл.

27.02.2016. Бюл. № 6.

52. Блок низкотемпературной сепарации и рекуперации холода / Курочкин А.В.: пат. 2585809, Рос. Федерация. № 2015106206/05; заявл. 24.02.2015; опубл. 10.06.2016. Бюл. № 16.

53. Курочкин А.В., Мухаметова Н.Д. Способ комплексной подготовки газа // Патент России № 2637517. 2017. Бюл. № 34.

54. Корытников Л.В., Яхонтов Д.А, Багиров Л.А., Имаев С.З. Использование энергосберегающей технологии сверхзвуковой сепарации газа на газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера. Экспозиция Нефть Газ. - 2015. - С.34-38.

55. Девисилов В.А., Жидков Д.А. Газодинамическая очистка попутного нефтяного газа - путь к улучшению экологии планеты. Известия Самарского научного центра Российской академии наук. - 2014. - т.16. - № 1(6). - С. 1721-1727.

56. Долотовский И.В., Ларин Е.А., Долотовская Н.В. Структурноая и параметрическая оптимизация систем охлаждения установок подготовки и транспортировки природного газа. Вестник СГТУ. - 2015. - №2.

57. Кравцов А.В., Ушева Н.В., Мойзес О.Е., Кузьменко Е.А., Ануфриева О.В. Анализ влияния технологических параметров и оптимизация процессов

низкотемпературной сепарации. Известия Томского политехнического университета. - 2009. - №3. - С.57-59.

58. Бусыгина Н.В., Бусыгин И.Г. Технология переработки природного газа и газового конденсата. - Оренбург: ИПК «Газпромпечать» ООО «Оренбурггазпромсервис», 2002. - 432 с.

59. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия. -1987. - 256 с.

60. Кравцов А.В., Ушева Н.В., Барамыгина Н.А. Системный анализ процессов стабилизации газового конденсата Мыльджинского газоконденстаного месторождения. Известия Томского политехнического университета. - 2003. - №5. - С.75-77.

61. Кравцов А.В., Ушева Н.В., Мойзес О.Е., Кузьменко Е.А., Рейзлин В.И., Гавриков А.А. Информационно-моделирующая система процессов промысловой подготовки газа и газового конденсата. Известия Томского политехнического университета. - 2011. - №5. - С. 132-137.

62. Корытников Р.В., Яхонтов Д.А., Мельников В.Б., Пименов Ю.Г., Макарова Н.П. Пилотные испытания волновой технологии при подготовке газового конденсата к транспорту. Экспозиция Нефть Газ 2014 С.36-37

63. Мельников В.Б. Перспективы применения волновых технологий в нефтегазовой отрасли / В.Б. Мельников. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007. - С.27.

64. Терзич Э.С., Елпидинский А.А. Установка стабилизации газового конденсата Сургутского ЗСК и возможности ее модернизации. Вестник технологического университета. 2017. - № 10. - С.61-63.

65. Mukhametova N., Kolchin A., Elizarieva N., Akhtyamov A., Ovechnikov A., Kurochkin A. Gas Condensate Field Reengineering on the Declining Production Stage to Increase Profitability of Exploitation. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. UAE, Abu Dhabi, 2016. doi:10.2118/183262-MS

66. Elizareva N.L., Kolchin A.V., Kurochkin A.V. Resource Efficient Central Gas Processing Facility with Methanol Demand. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Russia, Moscow, 2015. doi:10.2118/176678-MS

67. Колчин А.В., Курочкин А.В., Коробков Г.Е. Оптимизация ингибирования метанолом в магистральной системе транспорта газа на этапе подготовки // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - №4. - С. 47-53.

68. ГОСТ Р 54389-2011 Конденсат газовый стабильный. Технические условия. - Введ. 2012-07-01. - М.: Стандартинформ, 2012.

69. Дунаев В.Ф., Шпаков В.А., Лындин В.Н. и др. Экономика предприятий (организаций) нефтяной и газовой промышленности: Учебник. Под ред. В.Ф. Дунаева. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз. - 2015. - 330 с.

70. Крайнова Э.А. Экономика нефти и газа: Ученое пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 1998. - 152 с.

71. Кириченко О.С., Колядов Л.В., Кириченко Т.В. Налогообложение в нефтегазовом комплексе: Учебник для вузов. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. -2016. - 328 с.

72. Радкевич А.П. Оценка имущества на предприятиях нефтяной и газовой промышленности: учеб.пособие. - Ухта: Изд-во УГТУ. - 2013. - 84 с.

73. Радкевич А.П. Организация, нормирование и оплата труда на предприятиях нефтяной и газовой промышленности: учеб.пособие. - Ухта: Изд-во УГТУ. - 2013. - 58 с.

Приложение А. Патент на изобретение № 2637517