Физико-химические основы повышения эффективности процесса десорбции метанола

Cover Page

Cite item

Full Text

Open Access Open Access
Restricted Access Access granted
Restricted Access Subscription or Fee Access

Abstract

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

Full Text

Restricted Access

About the authors

Д. М. Федулов

ООО “Газпром ВНИИГАЗ”

Author for correspondence.
Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Russian Federation, Москва

Т. С. Цацулина

ООО “Газпром ВНИИГАЗ”

Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Russian Federation, Москва

А. Н. Кубанов

ООО “Газпром ВНИИГАЗ”

Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Russian Federation, Москва

А. Г. Дедов

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

Email: D_Fedulov@vniigaz.gazprom.ru
Russian Federation, Москва

References

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

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download
2. Fig. 1. Basic process flow diagram of a low-temperature natural gas treatment plant with desorption for a methane-methanol-water mixture: S-1 – separator, K-1 – desorption column, VMR – water-methanol solution, AVO – air cooling unit, DKS – booster compressor station.

Download (2KB)
Indexing metadata
3. Fig. 2. Dependence of the residual concentration of methanol in the bottom water of the desorption column K-1 (the basic process diagram is shown in Fig. 1) on the temperature of the desorption process and the value of the specific irrigation flow rate: 1 – 3 g/m3, 2 – 2 g/m3, 3 – 1 g/m3, 4 – 0.5 g/m3. Constant values: pressure in K-1 10 MPa, number of theoretical plates 3, methanol concentration in the irrigation flow 60 wt.%.

Download (13KB)
Indexing metadata
4. Fig. 3. Dependence of the residual methanol concentration on the specific irrigation flow rate and the methanol concentration in the irrigation at 3 TT, 10 MPa, 30°C. Values ​​of methanol concentration in the irrigation: 1 – 60 wt. %, 2 – 50 wt. %, 3 – 40 wt. % and 4 – 30 wt. %.

Download (11KB)
Indexing metadata
5. Fig. 4. Dependence of the residual concentration of methanol in water on the concentration of methanol in the irrigation flow (3 TT, 30°C) and the specific irrigation consumption: 1 – 3 g/m3, 2 – 2 g/m3, 3 – 1 g/m3, 4 – 0.5 g/m3.

Download (14KB)
Indexing metadata
6. Fig. 5. Dependence of residual methanol content in water on the number of TT and temperature at constant values ​​of specific irrigation flow rate of 3 g/m3 and irrigation concentration of 60 wt.%. Desorption temperatures: 1 – 20°C, 2 – 30°C, 3 – 40°C, 4 – 50°C, 5 – 60°C.

Download (18KB)
Indexing metadata
7. Fig. 6. Variants of the process flow diagram of the low-temperature separation unit: (a) – variant 1, (b) – variant 2, (c) – variant 3. Material balances are given in Table 3.

Download (49KB)
Indexing metadata

Copyright (c) 2024 Russian Academy of Sciences