Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Определение потребного количества нелетучего и летучего ингибитора.

Классификация промысловых систем сбора и транспорта скважиной продукции | Классификация продукции Г-овой промышленности | Современные тенденции развития техники и технологии систем сбора углеводородного сырья на ГиГКМ. | Снижение пропускной способности трубопроводов при эксплуатации Г и ГКМ. Причины, вызывающие снижение пропускной способности, методы предупреждения и борьбы с ними. | Общая характеристика Г-овых гидратов. | Мех-м пар-низации | Основные факторы, влияющие на пр-с пар-низации | Сравнительный анализ различных методов борьбы с пар-ноотложениями | Факторы, вливающие на отложение солей | Способы разрушения отложения солей |


Читайте также:
  1. Attribute – определение
  2. B)& Решение, определение, постановление и судебный приказ
  3. Defining and instantiating classes Определение и создание экземпляра классы
  4. Defining functions Определение функции
  5. Defining lazy properties Определение ленивых свойства
  6. V. Расчет количества единиц лекарственной формы, которое надо принять больному за один прием.
  7. А) Глазомерное определение расстояний

Вводимы в системы ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образующихся при изменении термодин-ких параметров системы. Для определения необходимого кол-ва нелетучего ингибитора гид-ния необходимо обладать следующими данными: 1) кол-во воды, содержащейся в жидком состоянии и конденсирующейся в газопроводе на участке, где имеются условия гидратообразования – mВ, 2) равновесной тем-рой гид-ния – tГ, 3) фактической температурой газа в газопроводе – tФ. Необходимое снижение тем-ры гид-ния: Dt = tГ - tФ. По полученному Dt с использованием графиков (рис 1 и 1’) приближенно определяется необходимая концентрация ингибиторов в водном растворе, обеспечивающая необхдимое снижение температуры гид-ния при заданной концентрации вводимого ингибитора – С2. В случае, когда на каком-либо участке газопровода из газового потока выпатает влага и имеется условие накапливания воды при наличии условий существования гид-тов, предотвращение гидрат-ния осуществляется постоянным вводом ингибитора гид-ния.

Удельный расход нелетучего ингибитора из матер-ного баланса

qH=(W1-W2)C2/(C1-C2)

, где W1,W2 - влагосодержание газа поступающего в газопровод и выводимого из него соот-но, г/см3, C1,C - массовая концентрация вводимого и выводимого раствора ингибитора, %. При определении W1 необходимо учитывать не только пары воды, насыщающие газ, но и капельно-пленочную, находящуюся в газопроводе. Кол-во капельной влаги в системе не поддается точному расчету. Этот параметр зависит от режима эксплуатации пласта и скв, эффективности работы сепарационного оборудования. При отсутствии фактических данных о кол-ве капельной влаги в системе расход ингибитора необходимого для насыщения жидкой фазы принимают на 10…20 % больше его расчетного значения. При отрицательных рабочих температурах газа необходимо проверить возможность замерзания раствора ингибитора гидрато-ния. Проверка осуществляется по найденному С2 с помощью графиков. Если температура замерзания раствора ингибитора выше температуры газа, то необходимое количество должно быть таким чтобы не допустить его замерзания.

Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора

Использование метанола в борьбе с г/о – основной способ в Г-овой промышленности. Эффективен при разложении уже сформировавшихся гидратов. Присутствующий в Г-ожидкостном потоке метанол, помимо жидкой фазы, содержится в у/в-м к-те и растворяется в Г-е. Для выработки оптимального варианта технологии применения метанола необх-о располагать данными по фазовому распределению ингибитора прежде всего в системах добычи, сбора и подготовки Г.

Алгоритм и методика расчета кол-ва метанола, необх-ого для борьбы с г/о-ем в системе скв-а–сеп-р С–01.

1. t-ра г/о:

для Г: tг=2,2+14×lgP+(14×lgP)0,5 (1)

для к-та: tк=5,7+14×lgP+(14×lgP)0,5 (2)

2. Минимально необх-ая концентрация отработанного метанола:

С2=1,87 Dt+7 (при Dt³7 0С) (3)

C2=5×(2×Dt)0,5 (при Dt<7 0C) (4)

где С2 – концентрация отработанного насыщенного метанола, %; Dt – разность м/у равновесной t-рой г/о и фактической t-рой Г в конце защищаемого участка tф, Dt=tг–tф (5)

3. Отношение сод-ия метанола в Г-е к концентрации метанола в ВМС:

a=е5,33+0,062×t/p0,69 (6)

где a – коэффициент распределения метанола; t, P – t-ра и P среды защищаемого участка, соответственно 0С и МПа.

4. Кол-во метанола, переходящего в Г-овую фазу, кг/тыс. м3:

qг=0,001×a×С2 (7)

5. Растворимость метанола в к-те: Ск=0,2118×10-3×С22–0,2682×10-2×С2+ 0,2547×10-1 (8)

6. Сод-е метанола в у/в-м к-те, кг/тыс. м3:

qкк×Qк×rк/Qг (9)

где Qк – добыча к-та, м3/сут; Qг – добыча Г, тыс.м3/сут; rк – средняя плотность к-та, кг/м3.

7. Влагоcод-е Г защищаемого участка, кг/тыс. м3:

W=e1,487+0,0733×t–0,000226×t2/P+e–3,19+0,0538×t–0,00017×t2 (10)

8. Кол-во воды, выделившейся из Г, к-е должно быть обработано метанолом:

DW=W1–W2 (11)

где W1, W2 – влагоСод-е Г в начальной и конечной точках защищаемого участка, кг/тыс. м3.

Для скв-н без водопроявления W1, W2 опр-ся по (10)

При водопроявлении общее кол-во воды, к-е должно быть обработано метанолом:

DW1=DW+Wпл (12)

где Wпл – кол-во поступающей с Г пл-ой воды, кг/тыс. м3.

9. Кол-во метанола в жид-й фазе, кг/тыс. м3:

qв=DW×C2/(C1–C2) (13)

10. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для борьбы с г/ом опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3:

G=qг+qк+qв (14)

11. Общая минерализация воды в скв-е с водопроявлением, %:

mобщ=Wпл×mпл/DW1 (15)

где mпл – массовая для солей в пл-й воде, %.

12. Минимально необх-ая концентрация метанола с учетом минерализации пл-ой воды (в скв-е с водопроявлением), %:

С21=Dt×e^(0,95–0,0005×С22)–mобщ×е0,3 (17)

13. Сод-е метанола в Г-овой фазе в скв-е с водопроявлением, (при Р, t и С21), кг/тыс. м3:

qг1=0,001×a×С21 (18)

14. Растворимость метанола в у/в-м к-те с учетом общей минерализации воды, %:

Сk1=0,2118×10-321)2–0,2682×10–221) +0,254710-1 (19)

15. Сод-е метанола в к-те с учетом общей минерализации воды, кг/тыс. м3:

qk1=Ck1×Qk×rk/Qг (20)

16. Сод-е метанола в водном растворе с учетом общей минерализации, кг/тыс. м3:

qв121×DW1/(C1–C2) (21)

17. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для предупреждения г/о в скв-е с водопроявлением с учетом общей минерализации опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3:

G1m=qг1+qk1+qв1 (22)

18. Расход метанола, необх-ый для борьбы с г/о-ем, кг/ч:

а) для скв-ы без водопроявления:

G=Qг×Gm/24 (23)

б) с водопроевлением

G1=Qг×Gm1/24

Установлено, что метанол с к-том образуют азеотропную смесь, начальная t-ра кипения к-й составляет 48 0С. Поэтому в целях снижения потерь метанола с к-том, а также с Г-ом, рекомендуется поддерживать t-ру в трехфазном разделителе С–03В в пределах 42–43 0С вместо 500С.


Дата добавления: 2015-08-20; просмотров: 101 | Нарушение авторских прав


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
Физико-химические св-ва ингибиторов| Методы ликвидации гидратных пробок

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.009 сек.)