Мощность блока регенерации ингибитора выбирают также исходя из наихудших условий работ, т. е. на максимальное количество насыщенного раствора.
69
ВЛИЯНИЕ НАЛИЧИЯ В СИСТЕМЕ МИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ВОДЫ НА РАСХОД ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
В практике добычи газа в качестве ингибитора для предупреждения гидратообразования используют водные растворы некоторых минеральных солей.
Наиболее широкое применение из этих солей получил хлорид кальция (СаС12), который представляет собой гигроскопичные белые кристаллы.
Плотность СаС12 равна 2,15 кг/л. Растворимость СаС12 в воде составляет 74,5 и 159 г/100 г соответственно при температуре 20 и 0°С.
Растворы СаС12 имеют высокую коррозионную активность, что связано наличием в них кислорода.
Кроме указанных солей, возможно также использование в качестве ингибитора гидратообразования хлоридов магния, натрия, калия и др.
Влияние электролитов на процесс гидратообразования объясняется как высаливание. Высаливающее влияние отдельных ионов растет с их зарядом и зависит от радиуса иона.
При выборе неорганического ингибитора — электролита необходимо, чтобы он был хорошо растворим в воде, сильно диссоциирован на ионы, которые, в свою очередь, должны обладать максимальным зарядом и минимальным радиусом.
В работе [29] определен ряд ингибиторов в зависимости от их высаливающей активности. В главных подгруппах трех первых групп периодической системы Д. И. Менделеева высаливающее действие ионов усиливается снизу вверх и слева направо. Значит^ наиболее активными ингибиторами являются соединения бора, бериллия и алюминия. Однако высокая стоимость соединений бериллия исключает их применение. На практике могут быть использованы следующие катионы: Na, Mg, К и Са, высаливающая активность которых убывает в ряду Mg>Ca>Na>K. Этот ряд активности справедлив для растворов, содержащих одинаковое число грамм-ионов металлов.
При сопоставлении ингибирующей активности солей следует сравнивать соли одной и той же кислоты, учитывая наличие или отсутствие кристаллизационной и гигроскопической воды в твердой соли.
Каждая соль характеризуется определенной теплотой растворения. Теплота растворения безводной соли и ее гидрата различна. Чем больше молекулярная масса газа, тем выше теплота гидратообразования.
Следует отметить, что в настоящее время водные растворы минеральных солей практически не применяют для предупреждения гидратообразования, что связано в первую очередь с осаждением солей на поверхностях труб и оборудования при регенерации отработанных растворов.
70
Однако при добыче газа часто происходит вынос пластовой воды в капельном виде. Эта вода содержит растворенные минеральные соли.
Наличие минеральных солей в воде снижает возможность образования гидратов в системе.
Например, минерализация пластовой воды Оренбургского га-зоконденсатного месторождения составляет 250—260 г/л. Температура замерзания воды с такой минерализацией составляет 251 К.
Количество минерализованной пластовой воды часто не достаточно для предотвращения гидратообразования. Однако учет количества солей в системе может значительно снизить расходы на ингибирование газа.
Следует отметить, что минеральные соли в систему вводятся практически только капельной влагой, выносимой из пласта. (В паровой фазе соли отсутствуют).
При отсутствии данных о влиянии* минеральных солей на растворимость метанола в газовой фазе и углеводородном конденсате наличие солей в системе учитывается только при определении gm, входящего в уравнение (III.26).
Наличие минеральных солей в системе при расчете gm учитывается следующим образом. (Расчет ведут на 1000 м3 добываемого газа).
Сначала определяют количество соли в системе по уравнению
gc = bb6, (III.32)
где G — массовая доля соли в капельной влаге, выносимой из пласта.
Рассчитывают количество воды в жидкой фазе по уравнению
W = Ьх ~ Ъ2 + Д6 (1 — 0). (Ш.ЗЗ)
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.