Дослідження вмісту метанолу у технологічних потоках об’єктів, що здійснюють підготовку газу методом низькотемпературної сепарації

Автор(и)

  • Дмитренко Вікторія Дмитренко Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка», Україна https://orcid.org/0000-0002-1678-2575
  • Тарас Михайлович Подоляк Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка», Україна https://orcid.org/0009-0008-5287-0880

DOI:

https://doi.org/10.15587/2706-5448.2024.318926

Ключові слова:

природний газ, супутньо-пластова вода, інгібітор, газові гідрати, комп’ютерне моделювання

Анотація

Об’єктом дослідження є метанол як інгібітор, який застосовують у процесі збору та підготовки продукції газових, газоконденсатних, нафтових родовищ для захисту від гідратоутворень. Важливим є забезпечення раціональної витрати даного інгібітору, з урахуванням його розчинності у газі, воді та рідких вуглеводнях. Дана робота направлена на аналіз використання інгібітора гідратоутворення метанолу в процесі низькотемпературної підготовки газу та визначення шляхів більш ефективного його застосування.

У роботі представлені результати моделювання розподілу інгібітора гідратоутворення по технологічних потоках установок низькотемпературної сепарації газу за такими схемами:

– низькотемпературна сепарація з охолодженням газу завдяки ефекту Джоуля-Томпсона;

– компримування газу від свердловин за допомогою ДКС (дотискна компресорна станція)+низькотемпературна сепарація з охолодженням газу завдяки ефекту Джоуля-Томпсона;

– компримування газу від свердловин за допомогою ДКС+низькотемпературна сепарація з охолодженням газу завдяки роботі турбодетандерного агрегату;

– компримування газу від свердловин за допомогою ДКС+низькотемпературна сепарація з охолодженням газу завдяки роботі установки штучного холоду (пропанової холодильної установки).

Використання комп’ютерного симулятора дозволило детально відстежити розподіл метанолу під час процесу підготовки газу. Методом ітерацій було визначено мінімальні значення витрати метанолу, при яких зберігається безгідратний режим роботи обладнання. На основі результатів моделювання виконано аналіз вмісту метанолу по технологічних потоках. А також визначено закономірності щодо відокремлення інгібітора в сепараційному обладнанні, а саме, залежність розподілу метанолу від тиску газу в сепараторах, та вміст метанолу у вихідних лініях установок підготовки газу.

Встановлено, що результати дослідження можуть бути застосовані при розробці технологій по збору, регенерації та повторному використанні метанолу в технологічних процесах низькотемпературної підготовки газу. Практична цінність результатів полягає в можливості удосконалення типових методів захисту обладнання від гідратоутворень шляхом розробки автоматизованої системи подачі інгібітору, яка відстежуючи параметри технологічного процесу, змінює дозування інгібітору та забезпечує його економне використання.

Біографії авторів

Дмитренко Вікторія Дмитренко, Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка»

Кандидат технічних наук, доцент

Кафедра нафтогазової інженерії та технологій

Тарас Михайлович Подоляк, Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка»

Аспірант

Кафедра нафтогазової інженерії та технологій

Посилання

  1. Carrol, J. (2020). Natural Gas Hydrates A Guide for Engineers. Elsevier, 184–208. https://doi.org/10.1016/c2019-0-04277-x
  2. Hu, P., Ke, W., Chen, D. (2022). Molecular Dynamics Simulation of Methane Hydrate Formation on Pipeline Surface in the Presence of Corrosion Inhibitors. Energy & Fuels, 37 (1), 301–309. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.2c03337
  3. Samie, N. N. (2016). Systems and Equipment for Offshore Platform Design. Practical Engineering Management of Offshore Oil and Gas Platforms. Cambridge: Gulf Professional Publishing, 213–346. https://doi.org/10.1016/b978-0-12-809331-3.00003-x
  4. Makwashi, N., Ahmed, T. G. (2021). Gas Hydrate Formation: Impact on Oil and Gas Production and Prevention Strategies. Nigerian Research Journal of Engineering and Environmental Sciences, 6 (1), 61–75. https://doi.org/10.5281/zenodo.5047631
  5. Micucci, L., Nigi, S. (2021). Natural gas liquids extraction and separation. Gas Processing & LNG, 1/1/2021. Available at: http://gasprocessingnews.com/articles/2021/02/natural-gas-liquids-extraction-and-separation/
  6. Zhao, J., Lang, C., Chu, J., Yang, L., Zhang, L. (2023). Flow Assurance of Hydrate Risk in Natural Gas/Oil Transportation: State-of-the-Art and Future Challenges. The Journal of Physical Chemistry C, 127 (28), 13439–13450. https://doi.org/10.1021/acs.jpcc.3c02134
  7. Dmytrenko, V. I., Zezekalo, I. G., Vynnykov, Y. L. (2022). The use of bischofite in the gas industry as an inhibitor of hydrate formation. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1049 (1), 012052. https://doi.org/10.1088/1755-1315/1049/1/012052
  8. Dmytrenko, V., Zezekalo, I., Vynnykov, Y., Manhura, A. (2021). Efficiency evaluation of using highly mineralized reservoir waters for preventing hydrate formation of natural gas in the conditions of Zakhidno-Radchenkivske gas-condensate field. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 628 (1), 012015. https://doi.org/10.1088/1755-1315/628/1/012015
  9. Marsetyo, M. M., Suranto, Herianto, Ratnaningsih, D. R., Kristanto, D. (2023). Study of hydrate formation due to the Joule Thomson effect and optimization of methanol (MeOH) injection as a hydrate prevention method. 4TH International Conference on Earth Science, Mineral and Energy, 2598, 030012. https://doi.org/10.1063/5.0126565
  10. Teixeira, A. M., Arinelli, L. de O., de Medeiros, J. L., Araújo, O. de Q. F. (2018). Recovery of thermodynamic hydrate inhibitors methanol, ethanol and MEG with supersonic separators in offshore natural gas processing. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 52, 166–186. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.01.038
  11. Lauricella, M., Ghaani, M. R., Nandi, P. K., Meloni, S., Kvamme, B., English, N. J. (2022). Double Life of Methanol: Experimental Studies and Nonequilibrium Molecular-Dynamics Simulation of Methanol Effects on Methane-Hydrate Nucleation. The Journal of Physical Chemistry C, 126 (13), 6075–6081. https://doi.org/10.1021/acs.jpcc.2c00329
  12. Pandey, J., Khan, S., von Solms, N. (2022). Screening of Low-Dosage Methanol as a Hydrate Promoter. Energies, 15 (18), 6814. https://doi.org/10.3390/en15186814
  13. Sloan Jr., E. D., Koh, C. A., Koh, C. A. (2007). Clathrate Hydrates of Natural Gases. CRC Press. https://doi.org/10.1201/9781420008494
  14. Hammerschmidt, E. G. (1934). Formation of Gas Hydrates in Natural Gas Transmission Lines. Industrial & Engineering Chemistry, 26 (8), 851–855. https://doi.org/10.1021/ie50296a010
  15. Dmytrenko, V. (2009). The influence of surfactants on the conditions of propane hydrate formation. Chemistry and Modern Technologies. Dnipropetrovsk: UDCTU, 43.
  16. Trevor, R. (2019). Oil and Gas Field Application of Hydrate Kinetics Modeling. Memorial University of Newfoundland. Available at: https://books.google.com.ua/books/about/Oil_and_Gas_Field_Application_of_Hydrate.html?id=ayQxzwEACAAJ&redir_esc=y
  17. Rebai, N., Hadjadj, A., Benmounah, A., Berrouk, A. S., Boualleg, S. M. (2019). Prediction of natural gas hydrates formation using a combination of thermodynamic and neural network modeling. Journal of Petroleum Science and Engineering, 182, 106270. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106270
  18. Bozorgian, A. (2020). Methods of Predicting Hydrates Formation. Advanced Journal of Science and Engineering, 1 (2), 34–39.
  19. Toyin Olabisi, O., Chukwuemeka Emmanuel, U. (2019). Simulation of Laboratory Hydrate Loop Using Aspen Hysys. Engineering and Applied Sciences, 4 (3), 52–58. https://doi.org/10.11648/j.eas.20190403.11
  20. Kaiser, M. J. (2020). The Offshore Pipeline Construction Industry Activity Modeling and Cost Estimation in the U.S Gulf of Mexico. Elsevier. https://doi.org/10.1016/c2019-0-01414-8
  21. Mokhatab, S., Poe, W. A., Mak, J. Y. (2019). Handbook of Natural Gas Transmission and Processing. Principles and Practices. Elsevier, 133–152. https://doi.org/10.1016/c2017-0-03889-2
  22. Johannes Fink (2021). Petroleum Engineer's Guide to Oil Field Chemicals and Fluids Third Edition. Elsevier. https://doi.org/10.1016/c2020-0-02705-2
  23. Kidnay, A. J., Parrish, W. R., McCartney, D. G. (2019). Fundamentals of Natural Gas Processing. Kidnay: CRC Press, 172–178. https://doi.org/10.1201/9780429464942
  24. Bavoh, C. B., Nashed, O., Rehman, A. N., Othaman, N. A. A. B., Lal, B., Sabil, K. M. (2021). Ionic Liquids as Gas Hydrate Thermodynamic Inhibitors. Industrial & Engineering Chemistry Research, 60 (44), 15835–15873. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.1c01401
  25. Dubey, S., Gurjar, P., Kumar, U., Sahai, M., Kumar, S., Kumar, A. (2023). Elucidating the Impact of Thermodynamic Hydrate Inhibitors and Kinetic Hydrate Inhibitors on a Complex System of Natural Gas Hydrates: Application in Flow Assurance. Energy & Fuels, 37 (9), 6533–6544. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c00430
  26. Abidin, M. Z. Z., Aman, Z. M., May, E. F., Johns, M. L., Lou, X. (2023). Hydrate dispersion stability in synergistic hydrate inhibition of monoethylene glycol and anti-agglomerants. Chemical Engineering Science, 269, 118462. https://doi.org/10.1016/j.ces.2023.118462
  27. Chen, L., Merey, S. (2021). Oceanic Methane Hydrates Fundamentals, Technological Innovations, and Sustainability. Elsevier. https://doi.org/10.1016/c2018-0-03857-8
  28. Zhang, L., Dong, H., Dai, S., Kuang, Y., Yang, L., Wang, J., Zhao, J., Song, Y. (2022). Effects of depressurization on gas production and water performance from excess-gas and excess-water methane hydrate accumulations. Chemical Engineering Journal, 431, 133223. https://doi.org/10.1016/j.cej.2021.133223
  29. Peng, D.-Y., Robinson, D. B. (1976). A New Two-Constant Equation of State. Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals, 15 (1), 59–64. https://doi.org/10.1021/i160057a011
  30. Okonji, S., Ariavie, G., Egware, H., Kwasi-Effah, C. (2020). Review of Gas Hydrate Plug Dissociation in Oil and Gas Pipeline: Downstream Pressure Reduction Approach. Journal of Science and Technology Research, 2 (1), 182–199.
Research of methanol content in technological flows of facilities that process gas preparation by low-temperature separation method

##submission.downloads##

Опубліковано

2024-12-31

Як цитувати

Дмитренко, Д. В., & Подоляк, Т. М. (2024). Дослідження вмісту метанолу у технологічних потоках об’єктів, що здійснюють підготовку газу методом низькотемпературної сепарації. Technology Audit and Production Reserves, 6(1(80). https://doi.org/10.15587/2706-5448.2024.318926

Номер

Том 6 № 1(80) (2024): Виробничо-технологічні системи

Розділ

Технології та системи енергопостачання

Ліцензія

Авторське право (c) 2024 Viktoriia Dmytrenko, Taras Podoliak

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.