Определение потребного количества нелетучего и летучего ингибитора.

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 – m_В, 2) равновесной тем-рой гид-ния – t_Г, 3) фактической температурой газа в газопроводе – t_Ф. Необходимое снижение тем-ры гид-ния: Dt = t_Г - t_Ф. 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

q_H=(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: t_г=2,2+14×lgP+(14×lgP)^0,5 (1)

для к-та: t_к=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 t_ф, Dt=t_г–t_ф (5)

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

a=е^{5,33+0,062×t}/p^0,69 (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:

q_г=0,001×a×С₂ (7)

5. Растворимость метанола в к-те: С_к=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:

q_к=С_к×Q_к×r_к/Q_г (9)

где Q_к – добыча к-та, м³/сут; Q_г – добыча Г, тыс^.м³/сут; r_к – средняя плотность к-та, кг/м³_.

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

W=e^{1,487+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+W_пл (12)

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

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

q_в=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_mу=q_г+q_к+q_в (14)

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

m_общ=W_пл×m_пл/DW₁ (15)

где m_пл – 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)–m_общ×е^0,3 (17)

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

q_г¹=0,001×a×С₂¹ (18)

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

С_k¹=0,2118×10^-3(С₂¹)²–0,2682×10^–2(С₂¹) +0,254710^-1 (19)

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

q_k¹=C_k¹×Q_k×r_k/Q_г (20)

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

q_в¹=С₂¹×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:

G¹_m=q_г¹+q_k¹+q_в¹ (22)

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

а) для скв-ы без водопроявления:

G=Q_г×G_m/24 (23)

б) с водопроевлением

G¹=Q_г×G_m¹/24

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