Промышленность \ Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа

Сбор и подготовка к транспорту природных газов, страница 40

Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходу­ется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении тер-

 Jf TT r\ /1ФП rv


5    Заказ № 335


65


ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразова-ния, может определяться по уравнению

G=gKJrgr + gK,                                                   (Ш.26)

где ^-—количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м3; ^—количество ингибитора, необходи­мое для насыщения газовой фазы, кг/1000 м3; gK — количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, вы­деляемой из 1000 м3 газа, кг.

Значение gm определяют по уравнению

WX2j{X{ - Х2),                                            (Ш.27)

i Ж

где Аг] и Х2— массовая доля ингибитора в исходном и отработан­ном растворах; W—количество воды в жидкой фазе на расчет­ной точке, кг/1000 м3.

Массовая доля воды в исходном растворе ингибитора (Х\) от­носится к известным параметрам системы, а в отработанном рас­творе (Х2) зависит от требуемого понижения температуры гид-ратообразования газа и природы самого ингибитора и определя­ется по графикам рис. 13.

При этом значение необходимой температуры понижения гид-ратообразования рассчитывают по уравнению

где Тг — температура гидратообразования газа, °С; Гр — темпе­ратура газа в расчетной точке, °С.


Z0

30

 50

1Q

60

At,'С

1

///

50

-

1

«

**   7           /

rj/s/

30

—-------

7/ /

20

■ 7.

10

г

1

1

О'

ВО

70      80Х,%


Рис. 13. Номограмма для определения снижения температуры гидратообразова­ния природных газов с растворами:

1 — 1ЛС\; 2 —MgCl2; 3—NaCl; 4—NH4OH; 5 — СаСЬ; 6 — СН3ОН; 7 — ЭГ; 8 — ДЭГ; 9 — ТЭГ

66


После определения АТТ по графикам рис. 13 или аналитически 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 компонентами газа.

Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле

W = bx — b2 + Ab,                                                            (III.29)

где Ь\ и Ь2 — влагосодержание газа в начальной и расчетной точ­ках системы соответственно, кг/1000 м3; Ъ — количество капель­ной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000 м3.

Количество капельной влаги в системе не поддается точному расчету. Этот параметр зависит от режима эксплуатации пласта и скважин, эффективности работы сепарациошюго оборудования. При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе расход ингибитора, необходимого для насыще­ния жидкой фазы, принимают на 10—20 % больше его расчетного значения.

Количество ингибитора, необходимое для насыщения газовой фазы, рассчитывают по формуле

gr = Q,laX2,                                                       (111.30)

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

Значение а в зависимости от давления и температуры для ме­танола определяется по графикам рис. 14. При температуре ниже —5 °С значение а можно определять экстраполяцией графических данных.

Для других ингибиторов, таких как водные растворы глико-лей, значение gT от значения £"щ составляет менее 1 °/о и, как пра­вило, в расчетах не учитывается. При необходимости значение gP для других ингибиторов можно рассчитать по формуле

gr = b2J^-^,                                                         (HL31)

Рв    Ун

где ри—упругость паров чистого ингибитора при заданной тем­пературе, Па; рв — упругость паров воды, Па; ув и уп — коэффи­циенты активности воды и чистого ингибитора соответственно.

Скачать файл