Автореферат: Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа

где yм - молярная доля паров метанола в газе, - метанолосодержание газа, г/м3, при 20,0 С и 101,325 кПа; 1334,7 - коэффициент для перевода безразмерной величины молярной доли в единицы измерения МС, г/м3; (Т) - давление насыщенных паров метанола при Т(К), МПа; Т - температура фазового равновесия, К; (Р,Т) - молярный объем жидкого метанола при Р(МПа) и Т(К), м3/моль; P - общее давление в системе, МПа; ам(T), bм(T) - полученные экспериментально функции температуры, м3/моль и м6/(моль)2, соответственно.

Проведено сравнение полученных в работе данных с литературными данными по равновесиям в системе «природный газ - метанол» (см. таблицу 6).

Результаты автора близки к экспериментальным данным Р.П. Синявской и расчетным значениям по уравнению SRK-SimSci (программного продукта SimSci PRO/II). Термодинамический анализ показал, что данные Р. Нильсена и Р. Баклина являются завышенными, а Дж. Хонга с соавторами - заниженными.

Для термодинамического описания системы «природный газ - вода - метанол» в рамках предлагаемой модели необходимо также знание коэффициентов активности компонентов в жидкой системе «вода - метанол». Для этого необходимо критически проанализировать и термодинамически согласовать литературные данные по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры.

Таблица 6 - Сравнение различных данных по равновесному метанолосодержанию природного газа при температурах -10,0 С и -20,0 С

В имеющихся литературных данных по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры наблюдаются определенные расхождения, как показано на рисунке 3.

Вода

Метанол

Рисунок 3 - Сравнение различных данных по зависимости предельных коэффициентов активности компонентов раствора «вода - метанол» от температуры

Обработкой литературных экспериментальных данных по предельным коэффициентам активности воды и метанола (и их термодинамическим согласованием с использованием данных по зависимости предельных парциальных энтальпий растворения компонентов от температуры) были получены зависимости предельных коэффициентов активности для воды () и метанола ()от температуры (К):

Зависимости (5) и (6) применимы в диапазоне температур от минус 40,0 С до 40,0 С, погрешность расчета не превышает 9 %. При этом зависимости коэффициентов активности воды и метанола от концентраций компонентов достаточно надежно описываются известными уравнениями (например, ван Лаара, Маргулеса и т.д.), параметры которых задаются с использованием (5) и (6).

Также приведены результаты и обсуждение выполненных автором экспериментальных исследований фазовых равновесий в тройной системе «природный газ - вода - метанол» на установке и по методикам, описанным выше (см. стр. 14-16). Получены экспериментальные данные по значениям ВС и МС при равновесии природного газа с водометанольными растворами, содержащими 0,25; 0,5; 0,75 мол. долей воды. Измерения проводились при температурах минус 10,0 С и минус 20,0 С и давлениях 4,0 и 7,0 МПа. Ставилась задача проверить адекватность предлагаемой расчетной методики, основанной на независимом определении ВС и МС в природном газе. Результаты расчетов оказались в хорошем согласии с экспериментальными данными автора и данными группы GERG, а также с результатами расчетов, полученными комбинированием кубического уравнения состояния SRK-SimSci для определения летучестей компонентов в газовой фазе с уравнением Ренона-Праузнитца (NRTL) для описания компонентов в жидкой фазе (в программном продукте SimSci PRO/II).

Для расчета величины ТТРв при наличии в газе метанола в количествах выше 200 мг/м3 требуется знать метаноло- и влагосодержание. Измерение содержания метанола в газе проводят, как правило, методом газовой хроматографии. Измерение влагосодержания природного газа при наличии в нем метанола - непростая задача вследствие близости ряда физико-химических свойств этих веществ, а также трудностей хроматографического определения паров воды в природном газе. Автором предложен метод определения ВС, основанный на измерении ТТРв автоматическим конденсационным гигрометром при атмосферном давлении с последующим расчетом величины ВС по формулам, рекомендуемым ассоциацией IAPWS. При этом на величину измеряемой ТТРв не влияют пары присутствующего в газе метанола, количество которого мало для ингибирования образования гексагонального льда при атмосферном давлении. Разработанный метод имеет относительную погрешность по величине ВС от 5 % до 15 % при ТТРв в диапазоне от 0,0 С до -60,0 С.

На основании полученных теоретических и экспериментальных данных по равновесиям в системе «природный газ - вода - метанол» была разработана методика взаимного пересчета величин ВС и ТТРв с учетом МС природного газа. При малом содержании в газе метанола (<200 мг/м3), ВС рассчитывают по корреляции (1) и (2). Обратная задача решается с применением эмпирической формулы

где А(Р) и В(Р) - эмпирические функции давления (МПа), различные для каждой конденсированной водной фазы равновесной с парами воды, С-1.

При наличии в газе более 200 мг/м3 паров метанола необходимо к рассчитанной по корреляции (7) для равновесия с переохлажденной жидкой водой ТТРв прибавить значение поправки tм (С), учитывающей влияние метанола. Поправка tм рассчитывается по формуле:

где yв, yм - молярные доли воды и метанола в природном газе.

Таким образом, получаем ТТРвмр - точку росы по водометанольному раствору. Для решения обратной задачи проводят итерации, подставляя в корреляции (1) и (2) для случая жидкой воды вместо значения ТТРв величину (ТТРвмр-tм).

В 4 главе представлен анализ применяемых методов комплексного исследования эффективности промысловых аппаратов осушки газа и взаимосвязь оценки эффективности аппаратов и точности измерения технологических параметров газа. Рассмотрены методические проблемы и особенности проведения исследования эффективности аппаратов адсорбционной и абсорбционной осушки газа. Предложены методы измерения технологических параметров, характерных для каждого из основных способов промысловой подготовки газа. Обсуждается влияние погрешности расчетно-технологических методов на общую погрешность при определении технологических параметров газа и взаимосвязь расчетных и экспериментальных методов определения эффективности аппаратов осушки.

Для повышения оперативности и точности при исследованиях эффективности аппаратов осушки на УКПГ разработана методика определения массовой доли воды в гликолях. Применение методики ограничено диапазоном концентрации воды в гликоле от 0,1 % до 10,0 % масс. и предельным содержанием минеральных солей и метанола - не более 5,0 % масс. Сущность методики заключается в измерении ТТРв газа-носителя (природного газа, воздуха, азота и т.п.), находящегося в равновесии по содержанию воды с гликолем, которое достигается путём равновесного контакта газа-носителя с гликолем в поглотительных склянках (см. рисунок 4).

Рисунок 4 - Схема установки для определения массовой доли воды в абсорбентах

Газ с регулируемой вентилем скоростью 0,5-1,0 л/мин последовательно проходит через преднасытительную склянку и три поглотительные склянки, содержащие по 75 см3 исследуемого гликоля. Для поддержания постоянной температуры контакта (t) газа с гликолем склянки установлены в термостате. Температуру в термостате контролируют термометром с точностью ±0,1 С. В качестве средства измерений ТТРв использовали переносной автоматический прибор «ТОРОС-3-2В». На основе полученных экспериментальных данных предложены эмпирические формулы (9)-(11) для расчета массовой доли воды в ЭГ, ДЭГ и ТЭГ при известных значениях ТТРв, оС, и температуры контакта газа с абсорбентом t, оС:

В конце главы 4 представлены расчетно-методические основы проведения комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки газа с применением оперативных и высокоточных методов, усовершенствованных в настоящей работе. В примененном подходе предполагается использование единого комплекса расчетных и приборных методов для определения технологических параметров природного газа необходимых для анализа эффективности аппаратов осушки газа. Использование расчетных и приборных методов, усовершенствованных в настоящей работе, позволяет оптимизировать эксплуатационные расходы при осушке газа, а также обеспечить требуемые значения показателей качества природного газа, направляемого в МГ.

Снижение погрешности взаимосвязанных расчетно-технологических и инструментальных операций по определению технологических параметров приводит к уменьшению суммарной погрешности результата исследования фактической эффективности аппаратов осушки.

Рисунок 5 - Влияние погрешности измерения влагосодержания (точки росы) на определение массообменной эффективности (в единицах числа теоретических тарелок) аппарата гликолевой осушки

Для иллюстрации влияния погрешности измерений ВС и ТТРв на точность определения массообменной эффективности на рисунке 5 приведен пример графического определения числа теоретических тарелок (ступеней контакта) абсорбера гликолевой осушки при давлении газа 4,0 МПа и температуре контакта 8,0 С.

При исследовании эффективности аппаратов осушки, ошибка при измерении ТТРв в 3,0 С дает погрешность определения массообменной эффективности более 0,6 теоретической тарелки (далее - т.т.) при фактической ТТРв минус 18,0 С.

Если при измерении ТТРв ошибка не превысила ± 1,0 С, то погрешность определения массообменной эффективности 0,3 т.т. при значении фактической ТТРв минус 18,0 С. При измерении влагосодержания влияние ошибки на погрешность определения массообменной эффективности аналогично влиянию погрешности при измерениях ТТРв. Погрешность ±3,0 С эквивалентна погрешности во влагосодержании примерно ±30 %.

Поскольку массообменная эффективность современных аппаратов гликолевой осушки на промыслах находится в пределах 1,02,5 т.т., при обследовании с использованием предлагаемых методов погрешность определения эффективности понижается с 2560 % до 1325 % т.е., точность промысловых исследований повышается более чем в 2 раза.

При проведении расчетов массообменной эффективности аппаратов на программных комплексах предпочтительно иметь в качестве исходных данных влагосодержание газа, поскольку при этом снижается погрешность конечного результата за счет устранения стадии пересчета ТТРв в ВС.

Разработанный комплекс методов предусматривает минимальное количество приборов для проведения обследования аппаратов, а фактически необходим только переносной гигрометр, имеющий совмещенные функции автоматического и визуального определения ТТРв, в совокупности со специально-разработанной системой пробоотбора. Предлагаемая в диссертационной работе методика выполнения измерений и расчетов позволит значительно увеличить точность измерений технологических параметров аппаратов осушки, повысить оперативность и понизить трудозатраты при проведении промысловых исследований. Экономический эффект от ее внедрения достигается за счет повышения точности определения эффективности аппаратов и снижения эксплуатационных затрат и капитальных вложений при подготовке природного газа.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Выполнен анализ особенностей работы существующих приборов и методов измерений технологических параметров, характеризующих процесс абсорбционной осушки природного газа. Отмечено, что точность этих измерений связана с наличием в газе примесей углеводородов и метанола.

2. Разработаны лабораторная установка и методика исследования кинетики и термодинамики конденсации паров воды из природного газа на охлажденной поверхности при температурах от минус 20,0 С до 20,0 С и давлениях до 7,0 МПа. Методика предусматривает визуализацию процессов конденсации различных водных фаз (жидкой воды, льда, гидратов, водометанольного раствора). 3. Проведены лабораторные исследования процессов конденсации паров воды из природного газа на зеркале конденсационного визуального гигрометра. Получены новые данные по кинетике и термодинамике образования различных водных фаз из природного газа. 4. Разработаны уточненные термодинамические корреляции и методы расчета влаго- и метанолосодержания природного газа при термодинамическом равновесии с различными водными фазами.