I условия образования газовых гидратов Влагосодержание природных газов

Главная страница
Контакты

    Главная страница


I условия образования газовых гидратов Влагосодержание природных газов



страница7/7
Дата08.04.2018
Размер1 Mb.


1   2   3   4   5   6   7
2

3

4

1 – Тос = 20 0С; 2 – Тос = 0 0С; 3 – Тос = - 35 0С; 4 – кривая гидратообразования

Рисунок 1.2 - График зависимости температуры газа от расстояния

при Q = 2,85, L = 2 км




1

2

3

4
1 – Тос = 20 0С; 2 – Тос = 0 0С; 3 – Тос = - 35 0С; 4 – кривая гидратообразования
Рисунок 1.3 - График зависимости температуры газа от расстояния

при Q = 5,71, L = 10 км




1

2

3

4
1 – Тос = 20 0С; 2 – Тос = 0 0С; 3 – Тос = - 35 0С; 4 – кривая гидратообразования
Рисунок 1.4 - График зависимости температуры газа от расстояния

при Q = 2,85, L = 10 км

В таблице 1.1 представлены результаты теплового расчета по шлейфам Ямбургского месторождения на 1999 год для двух характерных длин шлейфов (2 км и 10 км) и двух расходов газа по шлейфам, моделирующим соответственно работу 4-х (с сумарным дебитом 2,85 млн.м3/сут.) и 8-ми (5,71 млн.м3/сут.) скважин одного куста в шлейф. Здесь принята средняя проектная производительность скважин, что на практике не всегда реализуется. Весьма существенно отметить, что при заданных расходах газа в шлейфах имеет место дисперсно-кольцевой режим течения газожидкостного потока и обеспечивается непрерывный вынос жидкой фазы (воды, либо водного раствора метанола) из шлейфа. Из рассмотрения видно, что при температуре окружающей среды до минус 20 ˚С и работе шести и более скважин в один шлейф темп падения температуры не превышает 0,5 - 0,6 град/км. Однако при уменьшении производительности шлейфов и при низких температурах воздуха (минус 30 - минус 35 ˚С), температура газа в конце шлейфа может быть на 10 - 14 ˚С ниже температур газа на устьях скважин. Следовательно, гидратный режим работы шлейфов Ямбургского месторождения реализуется в настоящее время (при температурах газа на устьях 12 - 14 ˚С и давлениях 4,8 - 5,0 МПа) главным образом для данных шлейфов и при температуре воздуха ниже минус 20 ˚С.

1.2 Расчет количества ингибитора

Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термодинамических параметров системы. Следовательно, количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определяться по уравнению:

G = gж + gг + gк , (1.9)

где gж – количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м3; gг – количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м3; gк – количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м3 газа, кг.

Значение gж определяют по уравнению:

gж = W·X2/(X1 – X2), (1.10)

где Х1 и Х2 – массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;

W – количество воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м3.

Массовая доля ингибитора в исходном растворе1) относится к известным параметрам системы, а в отработанном растворе (Х2) зависит от требуемого понижения температуры гидратообразования газа, природы самого вещества и определяется по формуле:



Х2 = , (1.11)

где М – молекулярная масса ингибитора; К – коэффициент зависящий от типа раствора.

Для метанола М = 32, К = 1220.

Если известна величина Х2, то величину понижения температуры гидратообразования для ингибитора определяют по формуле:



∆t = , (1.12)

Значение необходимой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по формуле:

∆t = Тг – Тр, (1.13)

где Тг – температура гидратообразования газа, ˚С; Тр – температура газа в расчетной точке, ˚С.


После определения ∆t находят значение Х2.

Полученное значение Х2 соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем температура в расчетной точке. Этот раствор не образует гидратов с компанентами газа.

Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле:

W = b1 – b2 + ∆b, (1.14)


где b1 и b2 – влагосодержание газа в начальной и расчетной точках системы соответственно, кг/1000 м3; ∆b – количество капельной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000 м3.

При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе, расход ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, принимают на 10…20 % больше его расчетного значения.

Количество ингибитора, необходимое для насыщения газовой фазы определяют по формуле:

Gг = 0,1∙а∙Х2, (1.15)

где а – отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном растворе.

Для упрощения расчета необходимого количества ингибитора гидратообразования, по представленной выше методике, проведем его с применением ПЭВМ с помощью программы представленной в приложении В. Расчет проведен при тех же условиях и данных, что и при гидравлическом и тепловом расчете шлейфа. Для летних условий расчет не проводился т.к. в летнее время, по расчетам, образование гидратов не наблюдается.



Результаты расчета расхода ингибитора приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Результаты расчета расхода метанола

Расход газа Qг, тыс.м3/сут.

Длина шлейфа L, км

Температура окружающей среды tос., °С

Расход ингибитора G, кг/тыс.м3

5,71

10

- 35

0,308

0

0,221

2,85

2

- 35

0,041

10

- 35

0,402

0

0,341


По результатом расчета видно, что в зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствии теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными.
1   2   3   4   5   6   7

  • После определения ∆t находят значение Х 2 .
  • Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле: W = b 1 – b 2 + ∆b, (1.14)
  • Таблица 1.2 – Результаты расчета расхода метанола