Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа

Диссертация: Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Исследование этих вопросов и разработка экономичных технологий применения метанола позволит улучшить экологическую характеристику и показатели эффективности работы систем обработки газа, что является актуальным для газовой промышленности. Отраслевая важность работ по данной тематике определена Решением Бюро НТС ОАО «Газпром» (№ 7−2002 от 14.03.2002 г.). В числе приоритетных научно-технических… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ
    • 1. 1. Характеристика условий гидратообразования
    • 1. 2. Технологии использования метанола на установках НТС
  • 2. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСТВОРИМОСТИ МЕТАНОЛА В ГАЗЕ
    • 2. 1. Анализ литературных данных
    • 2. 2. Оценка точности методики Нельсена и Баклина
    • 2. 3. Уточнение методики расчета растворимости метанола в газе
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА УКПГ-1 В ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
    • 3. 1. Результаты промысловых исследований
    • 3. 2. Определение показателей процесса десорбции метанола из водных растворов
    • 3. 3. Среднеинтегральная характеристика процесса десорбции на УКПГ-1 в
    • 3. 4. «Гидратные» условия работы газовых линий
  • 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ МЕТАНОЛА НА УКПГ-1 В
    • 4. 1. Определение содержания метанола в товарном газе
    • 4. 2. Влияние качества низкотемпературной сепарации на условия гидратообразования в обработанном газе
    • 4. 3. Расчетное моделирование применяемой на УКПГ-1 В циркуляционной технологии
      • 4. 3. 1. Характеристика разработанной модели

      4.3.2 Результаты моделирования 93 4.4. Причины повышенных технологических потерь метанола с жидкими углеводородами 97 5 РАЗРАБОТКА И ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТАНОЛА НА УКПГ-1 В 103 5.1 Разработка способа снижения потерь метанола с жидкими углеводородами

      5.2 Прогнозные показатели разработанного способа

      5.3 Результаты промышленных испытаний 119 Основные

      выводы и рекомендации 126

      Список использованных источников 128

      Приложение, А 137

      Приложение Б 138

      Приложение В

Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

В последние два десятилетия наблюдается заметный прогресс в части повышения эффективности использования наиболее широко применяемого в газовой отрасли антигидратного реагента — метанола. В первую очередь это обусловлено развитием и реализацией новых технологий, основанных на свойстве этого летучего реагента претерпевать выраженные фазовые переходы при низкотемпературной обработке газа. Тем не менее до настоящего времени значительную долю эксплуатационных затрат (до 20%) на объектах отрасли составляют расходы, связанные с образованием газовых гидратов. Кроме того, из-за нерешенной проблемы предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа фактическая температура процессов нередко превышает проектную, вследствие чего из газа недостаточно полно извлекаются жидкие углеводороды.

Исследование этих вопросов и разработка экономичных технологий применения метанола позволит улучшить экологическую характеристику и показатели эффективности работы систем обработки газа, что является актуальным для газовой промышленности. Отраслевая важность работ по данной тематике определена Решением Бюро НТС ОАО «Газпром» (№ 7−2002 от 14.03.2002 г.). В числе приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 20 022 006 г. г. значится «Разработка технических, технологических и экономических решений по обеспечению эффективной и надежной работы промысловых газопроводов и УКПГ» .

Из числа применяемых на установках низкотемпературной сепарации (НТС) технологий использования метанола следует особо выделить циркуляционную технологию, реализованную на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ. Одним из основных достоинств применяемой на УКПГ-1 в технологии является ее высокая надежность при неординарных условиях обработки газа — с противоточной низкотемпературной абсорбцией (НТА) углеводородов Сз+ охлажденным абсорбентом. При эксплуатации УКПГ-1 в по проектной технологии (с гликоле-вой осушкой газа и с применением метанола одновременно) расход метанол составлял 1,8 кг/1000 м3 газа, а при использовании циркуляционной технологии значительно снизился — до 1,4.1,5 кг/1000 м газа. Более высокие технико-экономические показатели обработки газа на УКПГ-1 В по сравнению с проектной технологией достигнуты не только за счет сокращения затрат на предупреждение гидратообразования, но и появившейся возможностью снизить температуру НТА и увеличить количество получаемых жидких углеводородов.

Последнее обстоятельство следует выделить особо, поскольку на установках НТС температура в «концевых» сепараторах нередко превышает проектную. При этом гидратообразование на всех стадиях процесса обработки газа гарантированно предотвращается благодаря присутствию в достаточном количестве метанола. Причину ухудшения показателей работы УКПГ в подобных случаях чаще всего относят на счет неудовлетворительного технического состояния (загрязненности) элементов теплообменников.

На основании результатов исследований в диссертации впервые выявлены причины и условия возникновения такого рода технологических осложнений, которые обусловлены образованием гидратов в обработанном газе при его нагревании в рекуперативных теплообменниках. Установлено, что увеличение концентрации метанола в водном растворе на последней ступени сепарации установок НТС позволяет устранить отклонения в режимах обработки газа от нормального. Данный вопрос имеет важное практическое значение, и детально исследован в диссертации применительно к условиям промысловой обработки газа на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ.

В процессе исследований выявлены возможности для повышения эффективности используемой на УКПГ-1 в технологии применения метанола и на основании полученных данных разработан способ, защищенный патентом РФ № 2 161 526.

Реализация способа на УКПГ-1 в подтвердила обоснованность результатов выполненной работы и позволила снизить затраты реагента за счет уменьшения его потерь с жидкими углеводородами.

Основные выводы и рекомендации.

1. Установлена причина несоответствия экспериментальных и рассчитанных по методике Нельсена — Баклина данных по растворимости метанола в газе. Внесены дополнения в расчетную методику, позволяющие расширить область ее применения.

2. Исследована циркуляционная технологии применения метанола для предупреждения гидратоообразования на УКПГ-1 в Ямбургского ГКМ. Определены индивидуальные по аппаратам и среднеинтегральные по установке показатели процесса отдувки метанола газом из водометанольного раствора. Сред-неинтегральное по УКПГ-1 в число теоретических ступеней массопереноса при отдувке составляет 0,5.0,6.

3. Разработана методика расчета количества водометанольного раствора, механически уносимого при сепарации газа. В качестве исходных данных в методике используются значения давления, температуры и концентрации метанола в водной фазе при сепарации, а также температуры точки росы по водной фазе отсепарированного газа и давления в точке ее замера.

4. Впервые установлены условия гидратообразования при нагревании газа, прошедшего низкотемпературную сепарацию. Гидратообразование обусловлено механическим уносом водометанольного раствора с газом сепарации и переходом в паровую фазу при последующем нагревании газа преимущественно метанола. Антигидратные свойства раствора при этом снижаются, вследствие чего и происходит гидратообразование.

5. Определены условия гидратообразования в газе, прошедшем низкотемпературную обработку на УКПГ-1 в Ямбургского месторождения. Для предупреждения гидратообразования в межтрубном пространстве рекуперативных теплообменников «газ — газ» на УКПГ-1 в концентрацию метанола в водной фазе при низкотемпературной сепарации необходимо поддерживать на уровне не ниже 80.82% масс.

6. Разработана расчетная модель используемой на УКПГ-1 в циркуляционной технологии предупреждения гидратообразования. Установлено хорошее соответствие расчетных данных и показателей реального процесса.

7. Повышенная концентрация метанола (84% масс.) в получаемом на УКПГ-1 В отработанном водометанольном растворе обусловлена объективными причинами. Следствием этого являются повышенные технологические потери реагента вследствие его растворимости в товарном нестабильном конденсате (~65% от всех потерь).

8. Установлено, что в связи с особенностями реализованной на УКПГ-1 в технологи обработки газа с использованием процесса НТА повышение эффективности отдувки метанола из отработанного водометанольного раствора при текущих условиях эксплуатации установки нецелесообразно.

9. Разработан способ, обеспечивающий снижение технологических потерь метанола с жидкими углеводородами при использовании циркуляционной технологии предупреждения гидратообразования.

10. Проведены промышленные испытания нового способа на УКПГ-1 в Ям-бургского ГКМ и получены положительные результаты. Применение усовершенствованной технологии обеспечило сокращение затрат метанола на 15%. За период промышленного освоения новой технологии с 01.04.2003 г. по 31.12.2003 г. экономический эффект от внедрения способа составил 6,88 млн руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Д., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965, 676 с.
  2. Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М., Недра, 1980, с. 293.
  3. А.И., Истомин В. А., Кульков А. Н., Сулейманов Р. С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. — 473 е.: ил. — ISBN 5−247−3 818−5.
  4. .В., Бухгалтер Э. Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М., Недра, 1976, с. 198.
  5. Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности.-М.: Недра, 1986, 238 с.
  6. А.И., Алиев З. С., Ермилов О. М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. -523 с.
  7. Nielsen R.B., Bucklin R. W. Why not use methanol for hydrate control? -Hydrocarbon processing. April 1983, p. 71−78.
  8. B.A., Квон В. Г. Взаимосвязь между точкой росы газа по влаге с газогидратной точкой. В сб. ИРЦ Газпрома, сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. — М., 1996, № 1−6, с. 95−100.
  9. В.А., Проблема обеспечения показателей качества природного газа и равновесия углеводородных систем с водными фазами. М.: ИРЦ Газпром, 1999, — 68 с. (Обз. информ. Сер. Газовая промышленность на рубеже XXI века).
  10. Hammerschmidt Е.А. Formation of gas hydrates in natural gas transmission lines. Ind. & Eng. Chem., 1934, Vol. 26. W-8.
  11. B.A. Особенности предупреждения гидратообразования в потоках частично осушенного газа // НТС. Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром 2000. — № 8−9, с. 17−23.
  12. Д.М. Очистка и переработка природных газов. Пер. с англ. М., «Недра», 1977, с. 349.
  13. Г. С., Бурмистров А. Г. / Уточненный метод расчета условий гидратообразования газов. Газовая промышленность.-1986, № 10, с. 47.
  14. А. Г., Молчанов С. А., Лужкова Е. А., Кабанов Н. И. Совершенствование технологии осушки газа на Оренбургском ГПЗ. М.: ИРЦ Газпром. — 2001. — 51 с. Обз. информ. Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата.
  15. В.А., Капустин Ю. А., Бурмистров А. Г. и др. Борьба с гидрато-образованием в промысловых продуктопроводах. М. :ВНИИЭгазпром, 1990. — 67 с.
  16. В.А., Бурмистров А. Г., Дегтярев Б. В. и др. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья. М.: ВНИИЭгазпром, 1991, 37 с.
  17. А.Н., Колесников Ю. В. Эксплуатация морских газоконденсато-проводов в гидратном режиме. Нефтяное хозяйство, 1990, № 2, с. 26−27.
  18. М.Ш., Козлов С. В., Комаровских А. А. Использование пластовой воды в качестве ингибитора гидратообразования. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. М.:ВНИИОЭНГ, 1985, № 8, с. 10−12.
  19. А.Г., Сперанский Б. В., Черников Е. И. Применение метанола для борьбы с гидратами при водопроявлении скважин / Особенности разработки и эксплуатации газовых месторождений Прикаспийской впадины. — М.: ВНИИГаз, 1982, с. 84−89.
  20. Н.И. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве антигидратного реагента. Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. -М.: ИРЦ Газпром, 1996, с. 19.
  21. В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М., 1990, 214 с.
  22. В.А. Особенности ввода в поток газа ингибитора гидратообразования и кинетика его распределения по фазам. В сб.: Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. — М.: ВНИИГаз. — 1995. -с.101−116.
  23. Carl W. Zahn, United States Patent № 3,633,338, Jan. 11, 1972.
  24. А.Г., Истомин B.A., В.П. Лакеев В.П. и др. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту. Патент РФ № 1 350 447, 1991.
  25. Р.С., Беспрозванный А. В., Кульков А. Н. и др. Энерго- и ресурсосберегающие технологии ингибирования гидратообразования на УКПГ. Ж. Газовая промышленность, 2001, № 8. С. 28−30.
  26. Rojey A., Larye J. Integrate process for the treatment of a methane-containing wet gas in order to remove water therefrom. United States Patent US 4 775 395, Oct. 16, 1986.
  27. Г. К., Ибрагимов И. Э. Способ подготовки природного газа к транспорту с использованием ингибитора гидратообразования. Патент РФ № 2 117 854, 1988 г.
  28. А.Г., Ахметшин Б. С., Бурмистров А. Г. и др. Способ переработки природного газа Патент РФ № 22 097 648, 1997 г.
  29. А.Г., Салихов З. С., Губин В. М. и др. Способ переработки природного газа. Патент РФ № 2 124 929, 1999 г.
  30. А.Г., Салихов З. С., Бурмистров А. Г. и др. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2 124 930, 1999 г.
  31. А. Г., Якупов 3. Г., Лужкова Е. А./ К оценке эффективности рециркуляционной технологии использования метанола на установках НТС / М., ВНИИОЭНГ: НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе», 2000, № 1, с. 24−28.
  32. Minklinen A., Larue Y.M., Patel S., Levier J.-F. Methanol gas-treatment scheme offers economic, versatility Oil and gas journal, v. 90, № 22, pp. 65−72, 1992.
  33. Noda K., Sato K., Nagatsuka K., Ishida K. Ternary liquid liquid — equilibria for the systems of aqueous methanol solution and propane or n-butane. // J. Chem. Eng. Japan. -1975. — v. 8, № 6., — p.p. 492−493.
  34. Бык С.Ш., Макагон Ю. Ф., Фомина В. И. Газовые гидраты.- М.: Химия, 1980 г.-296 е., ил.
  35. А.А. Автореферат канд. диссер. «Исследование фазовых превращение некоторых углеводородов и метанола в процессах промысловой обработки газоконденсатных смесей» М., ВНИИГаз, 1971, 27 с.
  36. В.А., Квон В. Г. Методические указания по расчету фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. Мингазпром, М.: ВНИИГАЗ, 1985, с. 124
  37. .В., Бурмистров А. Г., Гафаров Н. А. Содержание метанола в газовой фазе в условиях промысловой обработки газа / ЭИ сер Подготовка, переработка и использование газа//М., ВНИИЭгазпром, 1986, с. 1−3.
  38. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования / Истомин В. А., Квон В. Г., Бурмистров А. Г., Лакеев В. П. // Мингазпром, НПО «Союзгазтехнология», М.: ВНИИГАЗ, 1987, с. 72.
  39. Д. Ифпексол простой способ переработки газа. Ж. Газовая промышленность, 2001, № 5, с. 50−53.
  40. Kritchewsky J., Kolesova М. Acta Phisicochemica URSS, 1941, v. 15, p. 327, vol. 276 (3−4).
  41. Р.П., Ярым-Агаев H.JI. Фазовые равновесия в системе метан-вода-метанол при низких температурах. Газовая пром-сть, 1985, № 2, с. 26−27.
  42. W.R., Prausnitz J.M. «Dissociation Pressures of Gas Hydrates Formed by Gas Mixtures», Ind. & Eng. Chem. Proc. Design Development, V. 11, p. 26, 1972.
  43. А.Г., Сперанский Б. В., Степанова Г. С. Причины высоких концентраций метанола в низкотемпературном сепараторе УКПГ Газовая промышленность, «Недра», 1986, № 4, с. 21−22.
  44. Р.П., Ярым-Агаев Н.Л., Колиушко И. И. и др. Фазовые равновесия в системе метан-вода-метанол при высоких давлениях. Газовая промышленность, 1984, № 7, с. 39−40.
  45. .В., Бурмистров А. Г. Содержание воды в газоконденсатных смесях. М., ВНИИЭгазпром. Реф. сб. Подготовка, переработка газа и газового конденсата, 1983, № 4, с. 5−7.
  46. Ю.Ф. Гидраты природных газов. М., «Недра», 1974, 208 с.
  47. Ф.А., Макагон Ю. Ф., Басниев К. С. Добыча природного газа. М., «Недра», 1976, 368 с.
  48. Новые технические решения при обустройстве Ямбургского ГКМ. Турев-ский Е.Н., Елистратов В. И., Кубанов А. Н. и др. М.: ВНИИЭгазпром, Обз. ин-форм. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 5, 1988, 36 с.
  49. Р.И., Гриценко А. И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: «Недра-Бизнесцентр», 2002. — 880 е.: ил. ISBN 5−8365−0101−7.
  50. Т.М., Ланчаков Г. А. Технология обработки каза и конденсата. — М.: «Недра-Бизнесцентр», 1999. -596 е.: ил. ISBN 5−8365−0008−8.
  51. .В., Бурмистров А. Г. Особенности применения летучих ингибиторов гидратообразования. Подготовка, переработка газа и газового конденсата. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, М., 1983, № 5, с. 1−3.
  52. В.А., Лакеев В. П., Бурмистров А. Г., Квон В. Г. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, ч. I. М.: ВНИИГАЗ, 1990, с. 82.
  53. В.А., Ланчаков Г. А., Беспрозванный А. В. и др. Технология рециркуляции метанола в системах промысловой подготовки газа: достижения и перспективы. НТЖ Наука и техника в газовой промышленности. М., 2002, № 2, с. 48−55.
  54. А.Г., Бурмистров А. Г., Кабанов Н. И., Салихов З. С., Ахметшин Б. С., Петере В. Я., Якупов З. Г., Лужкова Е. А., Кубанов А. Н. Способ подготовки природного газа. Патент РФ № 2 161 526 (действует с 06.06.2000).
  55. A.M., Лунина Т. Н. Фазовое состояние системы углеводородный конденсат метанол — пластовая вода в условиях промысловой обработки газа.- М.: ВНИИЭгазпром, 1987, 38 с. Обз. информ., сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 11.
  56. Распределение метанола по фазам при обработке газовых и газоконденсатных смесей / В. Г. Хадыкин, В. Н. Ахметов, Э. Б. Бухгалтер, А. Г. Бурмистров.- Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром. 1978. № 10. С. 11−17.
  57. Н.А., Зыбинов И. И., Романков Ю. И. и др. / Взаимная растворимость конденсата и метанола в присутствие влаги / Газовая промышленность. -1961.-№ 2.-С. 39.
  58. А.Г., Лужкова Е. А. Результаты исследований циркуляционной технологии применения метанола на Ямбургском газоконденсатном месторождении / М., ВНИИОЭНГ: НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе», 2003, № 2, с. 16−19.
  59. Методические основы для расчета экономии от использования изобретений, промышленных образцов, полезных моделей и рационализаторских предложений / Утверждены. Зам. Председателя Правления ОАО «Газпром» 22.06.1999 г., 36 с.
  60. Результаты моделирования «типовой» технологии применения метанола
  61. УКПГ-1 в Ямбургского месторождения Концентрация регенерированного метанола 86% масс. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- 00, 490- G2 = 0,686- G3=0-гсумм 1,
  62. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  63. Р, МРа 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12,0 21,3 21,9 15,0 15,0 18,4 15,0 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 7,489 0 7,489 7,042 2,935 0,127 4,108 2,712
  64. С,% масс. 0,7 0,7 1,0 80,9 80,9 86 86 1,0 86 73,5
  65. Мгаз 0,035 0,034 0 0 0,034 0 0 0 0 0 1,0
  66. W w газ 0,31 0,309 0 0 0,309 0 0 0 0 0 0,016
  67. Мвмр 0,035 0 0,048 6,059 0 6,059 6,056 2,524 0,001 3,533 1,993
  68. Wbmp 5,005 0,001 5,006 1,43 0 1,43 0,986 0,411 0,125 0,575 0,719
  69. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,04
  70. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
  71. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,549 5,097 4,927 0,448 4,658 4,675 7,508 0 0,019 5,375
  72. С,% масс. 97,2 86 1,0 0,8 84,5 84,6 80,9 80,9 0,9
  73. Мгаз 0,385 0 0 0 0 0,328 0 0,433 0 0
  74. А^газ 0,001 0 0 0 0 0,003 0 0,022 0 0
  75. Мвмр 0,534 4,382 0,047 0,003 3,937 3,954 6,074 0 0,016 0,05wbmp 0,015 0,715 4,88 0,444 0,721 0,721 1,434 0 0,004 5,324
  76. Мконд 0,081 0,416 0 0 0,295 0,263 0,758 0 0,758 0
  77. Результаты моделирования циркуляционной технологии с изменением концентрации регенерированного метанола
  78. Концентрация регенерированного метанола 84% масс.
  79. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- Gi=0,2-G2 = 0,972- G3=0,096−1. GcyMM=l, 387
  80. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  81. P, MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12,0 21,3 21,9 15,0 15,0 18,4 15,0 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,642 0 3,102 2,651 0,453 0,127 2,199 1,277
  82. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,7 71,9 84,0 84,0 1,0 84,0 80,3
  83. Mra3 0,035 0,034 0 0 1,688 0 0 0 0 0 1,18w «v ra3 0,31 0,309 0 0 0,197 0 0 0 0 0 0,024
  84. Mbmp 0,035 0 0,048 3,884 0 2,232 2,227 0,38 0,001 1,847 1,025
  85. WBmp 5,005 0,001 5,006 0,758 0 0,87 0,424 0,072 0,125 0,352 0,252
  86. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,057
  87. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
  88. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,742 3,664 4,927 0,45 3,055 3,076 4,565 0 0,019 5,377
  89. С,% масс. 96,8 86,2 1,0 1,0 83,4 83,6 83,4 83,4 1,0мгаз 0,382 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0
  90. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0
  91. Мвмр 0,719 3,157 0,047 0,004 2,549 2,571 3,807 0 0,016 0,051
  92. Wbmp 0,023 0,507 4,88 0,446 0,506 0,506 0,759 0 0,003 5,326
  93. Мконд 0,079 0,422 0 0 0,275 0,245 0,854 0 0,854 0
  94. Концентрация регенерированного метанола 83,5% масс.
  95. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- Gi=0,191- G2 = 1,074- G3=0- GcyMM—1,385
  96. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  97. P, MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,642 0 3,114 2,664 0,402 0,127 2,262 1,216
  98. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,3 0 71,6 83,5 83,5 1 83,5 79,8мгаз 0,035 0,034 0 0 1,675 0 0 0 0 0 1,17w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,198 0 0 0 0 0 0,025
  99. Mbmp 0,035 0 0,048 3,868 0 2,229 2,224 0,336 0,001 1,888 0,97
  100. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,774 0 0,885 0,439 0,066 0,125 0,373 0,245
  101. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,056
  102. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
  103. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,734 3,822 4,927 0,45 3,219 3,24 4,661 0 0,019 5,377
  104. С,% масс. 96,7 86,1 1,0 1,0 83,5 83,6 83,3 0 83,3 1,0
  105. Мгаз 0,381 0 0 0 0 0,322 0 0,426 0 0
  106. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0
  107. Мвмр 0,71 3,29 0,047 0,004 2,688 2,71 3,884 0 0,016 0,051
  108. Wbmp 0,024 0,532 4,88 0,446 0,531 0,53 0,777 0 0,003 5,326
  109. Мхонд 0,079 0,419 0 0 0,277 0,247 0,851 0 0,851 0
  110. Концентрация регенерированного метанола 83,4% масс.
  111. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- Gi=0,196- G2=l, 168- GcyMM=l, 483
  112. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  113. P, MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5J 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 8,004 0 6,283 5,838 0,865 0,127 4,973 1,772
  114. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,9 0 77,6 83,4 83,4 1,0 83,4 82,4мгаз 0,035 0,034 0 0 1,838 0 0 0 -о 0 1,226w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,183 0 0 0 0 0 0,022
  115. Mbmp 0,035 0 0,048 6,714 0 4,874 4,87 0,722 0,001 4,148 1,461
  116. Wbmp 5,005 0,001 5,006 1,29 0 1,409 0,968 0,143 0,125 0,825 0,311
  117. МК0НД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,064
  118. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
  119. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4,0 -4,0 -4,0 20,31.mp 0,78 6,665 4,927 0,444 5,986 6,003 8,024 0 0,019 5,371
  120. С,% масс. 97,3 85,3 1,0 0,8 83,6 83,6 83,9 0 83,9 0,9
  121. Мгаз 0,385 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0
  122. W YV газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0
  123. Мвмр 0,759 5,683 0,047 0,004 5,001 5,02 6,73 0 0,016 0,051
  124. Wbmp 0,021 0,982 4,88 0,441 0,984 0,984 1,294 0 0,003 5,321
  125. Мк0нд 0,082 0,397 0 0 0,277 0,246 0,874 0 0,874 0
  126. Результаты моделирования циркуляционной технологии с извлечением метанола из товарного конденсата Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 5%. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- G≠0,2- G2=0,818- G3 = 0,215−1. GcyMM 1 ,
  127. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  128. P, MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,063 2,615 0,514 0,127 2,101 1,249
  129. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 83,2 72,7 85 85 1,0 85 78,8мгаз 0,035 0,034 0 0 1,555 0 0 0 0 0 1,149w «v Газ 0,31 0,309 0 0 0,207 0 0 0 0 0 0,026
  130. Mbmp 0,035 0 0,048 3,864 0 2,227 2,222 0,437 0,001 1,786 0,984
  131. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,779 0 0,837 0,392 0,077 0,125 0,315 0,265
  132. МК0ПД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,053
  133. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
  134. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t, uC -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,717 3,382 4,927 0,449 2,803 2,824 4,446 0 0,019 5,376 3,225 0,161
  135. С,% масс. 96,5 86,2 1,0 0,9 83,4 83,6 82,5 82,5 1,0 72,7 72,7
  136. Мгаз 0,38 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0
  137. W vv газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0
  138. Мвмр 0,692 2,914 0,047 0,004 2,338 2,36 3,671 0 0,016 0,051 2,344 0,117
  139. WBMp 0,025 0,467 4,88 0,445 0,465 0,464 0,776 0 0,003 5,325 0,881 0,044
  140. Мконд 0,077 0,422 0 0 0,275 0,245 0,82 0 0,82 0 0 0
  141. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 10%. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- G≠0,2- G2=0,821- G3 = 0,167- GcyMM=l, 307
  142. Пока- Номер технологической точкизатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  143. P, MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,3 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 3,051 2,604 0,51 0,127 2,094 1,14
  144. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 82 0 72,7 85 85 1,0 85 76мгаз 0,035 0,034 0 0 1,376 0 0 0 0 0 1,092
  145. W vv газ 0,31 0,309 0 0 0,22 0 0 0 0 0 0,029
  146. Мвмр 0,035 0 0,048 3,805 0 2,218 2,214 0,433 0,001 1,78 0,866
  147. WBMp 5,005 0,001 5,006 0,837 0 0,834 0,391 0,076 0,125 0,314 0,274
  148. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,046
  149. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
  150. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61
  151. Сс -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,9
  152. MP 0,671 3,332 4,927 0,447 2,8 2,82 4,495 0 0,019 5,374 3,39 0,339
  153. С, °/о масс. 95,8 85,9 1,0 0,9 83,4 83,6 81,4 81,4 1,0 72,7 72,7мгаз 0,375 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0
  154. W ««газ 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0
  155. Мвмр 0,643 2,863 0,047 0,004 2,336 2,356 3,659 0 0,016 0,051 2,464 0,246
  156. WBMP 0,028 0,47 4,88 0,443 0,464 0,463 0,836 0 0,004 5,323 0,926 0,093
  157. Мконд 0,074 0,415 0 0 0,275 0,245 0,776 0 0,776 0 0 0
  158. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 20%. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- Gj=0,2- G2=0,829- G3 = 0,063−1. GcyMM 1,211
  159. Пока- Номер технологической точкизатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  160. P, MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,4 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,028 2,584 0,502 0,127 2,082 0,903
  161. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 79 72,7 85 85 1,0 85 67,4
  162. Мгаз 0,035 0,034 0 0 0,95 0 0 0 0 0 0,932w vv ra3 0,31 0,309 0 0 0,251 0 0 0 0 0 0,038
  163. Mbmp 0,035 0 0,048 3,666 0 2,201 2,196 0,427 0,001 1,77 0,609
  164. Wbmp 5,005 0,001 5,006 0,976 0 0,827 0,388 0,075 0,125 0,312 0,294
  165. Мконд 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,03
  166. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
  167. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t,°C -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,549 3,2 4,927 0,444 2,795 2,811 4,599 0 0,019 5,371 3,785 0,757
  168. С,% масс. 93,3 85,1 1,0 0,9 83,4 83,6 78,7 78,7 1,0 72,7 72,7
  169. МГаз 0,358 0 0 0 0 0,322 0 0,425 0 0 0 0
  170. Wra3 0,001 0 0 0 0 0,004 0 0,024 0 0 0 0
  171. МВмр 0,512 2,723 0,047 0,004 2,332 2,349 3,62 0 0,015 0,051 2,751 0,55
  172. Wbmp 0,037 0,477 4,88 0,44 0,463 0,462 0,978 0 0,004 5,32 1,034 0,207
  173. Мконд 0,062 0,392 0 0 0,276 0,245 0,684 0 0,684 0 0 0
  174. Количество направляемого BMP из А-1 в разделитель Р-2 30%. Расход метанола, кг/1000 м3 газа: G0=0,119- Gi=0,147- G2=0,85- G3 = 0- GcyMM=l, 116
  175. Показатели Номер технологической точки1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  176. P, MPa 10,64 10,62 5,7 10,8 10,55 10,61 10,84 10,84 5,7 5,9 10,04t,°C 22 21,9 18,5 12 21,6 21,9 15 15 18,4 15 -11,61.mp 5,04 0,001 5,054 4,643 0 3,005 2,564 0,377 0,127 2,187 0,569
  177. C,% масс. 0,7 0,7 1,0 75,6 72,7 85 85 1,0 85 48,9
  178. Mra3 0,035 0,034 0 0 0,468 0 0 0 0 0 0,64w vv газ 0,31 0,309 0 0 0,286 0 0 0 0 0 0,057
  179. Mbmp 0,035 0 0,048 3,509 0 2,184 2,18 0,321 0,001 1,859 0,279
  180. WBMp 5,005 0,001 5,006 1,134 0 0,821 0,385 0,057 0,125 0,328 0,291-М-КОНД 0,046 0 0,033 0 0 0 0 0 0,033 0 0,013
  181. Показатели Номер технологической точки12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
  182. Р, МРа 5,4 5,4 5,7 0,15 5,43 5,33 3,2 5,12 3,2 0,14 10,61 10,61t, uC -31,6 -31,6 18,5 40 -27,6 -30,4 -4 -4 -4 20,3 21,9 21,91.mp 0,353 3,093 4,927 0,44 2,918 2,926 4,662 0 0,019 5,367 4,232 1,227
  183. С,% масс. 84,7 83,4 1,0 0,9 83,6 83,6 75,6 75,6 1,0 72,7 72,7
  184. М 0,306 0 0 0 0 0,322 0 0,426 0 0 0 0
  185. W YY газ 0,003 0 0 0 0 0,004 0 0,023 0 0 0 0
  186. Mbmp 0,299 2,581 0,047 0,004 2,439 2,447 3,524 0 0,015 0,051 3,076 0,892
  187. Wbmp 0,054 0,512 4,88 0,436 0,479 0,479 1,138 0 0,005 5,316 1,156 0,335
  188. М^К0НД 0,035 0,351 0 0 0,278 0,247 0,591 0 0,591 0 0 0
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!