Дипломная работа: Разработка методики предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах

Данный метод считается эффективным при условии, если штуцеры расположены на значительном расстоянии один от другого, и в районах, где температура внешней среды значительно превышает температуру редуцирования. Условие температуры внешней среды превышающей значение температуры редуцирование вызывает повышение температуры газа, проходящего через штуцер, и предотвращает образование гидратов при редуцировании в последующих штуцерах. [34]

В условиях Крайнего Севера данный метод неприменим ввиду низких температур, что обусловлено невыполнением условия предотвращения образования гидратов, именно поэтому перед участком устьевого штуцера применяют ввод метанола.

Метод многоступенчатого изменения давления при помощи штуцеров применяют также в варианте, где на участках между штуцерами устанавливается влагоотбойник, и влага, которая была выделена из газа при прохождении через первый штуцер, оседает во влагоотбойнике. Таким образом, возможность возникновения гидратообразования снижается при прохождении газового потока через последующие штуцера, в некоторых случаях возникновение гидратообразования может быть и вовсе устранено.

2.4 Анализ применения метода предупреждения гидратообразования с использованием ингибитора

Для борьбы с гидратообразованием в системе газового промысла разработано множество методов, в числе которых методы, использующие химические реагенты, другими словами антигидраты или ингибиторы газовых гидратов.

Для изучения влияния и определения зависимостей на предупреждение гидратообразования необходимо для начала правильно определить терминологию ингибиторов газовых гидратов. Ингибиторы гидратообразования это вещества способные изменить термобарические условия процесса образования гидратов, либо способные изменить динамику образования гидратов в газовом потоке.

Наиболее широко распространенным антигидратным реагентом, используемым как для предупреждения гидратообразования, так и для ликвидации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений, является метиловый спирт (метанол). В настоящий момент практически на всех газовых месторождениях Крайнего Севера применяется метанол.

В главе 1 кратко рассмотрены основные причины применения метанола в роли средства для предупреждения гидратообразования.

В книге Е.Б. Бухгалтера приведена таблица температур затвердевания раствора «метанол - вода» (CH₃OH - H₂O).

Таблица 2.3. Температура затвердевания раствора «метанол - вода»

Таким образом, можно наблюдать то, что даже при сравнительно небольших концентрациях метанола в растворе «метанол - вода» он имеет высокую эффективность, как при предупреждении гидратообразования, так и для предупреждения льдообразования.

Как уже ранее отмечалось, ингибитор газового гидрата, в роли которого представлен метанол, который может быть охарактеризован как вещество способное изменить термобарические условия процесса образования гидратов. В соответствии с таблицей 2.3 ясно то, что метанол способствует снижению температуры образования гидратов при постоянном давлении, это может быть объяснено тем, что при вводе метанола в систему промыслового газопровода давление паров воды снижается.

Стоит также отметить то, что малые количества метанола в газовом потоке могут выступать в роли катализатора процесса гидратообразования. Данный вопрос был изучен [26,34] , где было определено влияние метанола на возникновение гидрата пропана при условии присутствия в газовом потоке 0,4 моля метанола скорость гидратообразования возрастала в 35 раз, в сравнении с условиями, когда метанол вовсе отсутствовал в исследуемой системе. Где также было установлено то, что при увеличении содержания метанола в газовом потоке до 1,5 моля условия гидратообразования могут быть вовсе исключены, так как вся вода перейдет в жидкий водометанольный раствор.

На основании этого необходимо точно понимать необходимый расход метанола при подаче его в промысловый газопровод.

Для определения необходимого количества метанола необходимо установить параметры имеющие влияние на расход метанола, на основании аналитических исследований важнейшим параметром при определении потребного количества подаваемого метанола в промысловый газопровод является влагосодержание газовой смеси. [13, 14, 24, 25, 26, 34] При разработке газового месторождения, газ добываемый под пластовым давлением насыщен парами воды, ввиду того, что газоносные параметры всегда имеют в себе содержание связанной, подошвенной или краевой воды. Количество воды содержащейся в газовой смеси зависит от давления и температуры потока, таким образом, понижение температуры вызывает уменьшение количества воды в газовом потоке, когда как понижение давления наоборот увеличивает её содержание. Именно поэтому влагосодержание воды по мере разработки газового месторождения увеличивается, в связи с падением пластового давления.

В целом именно наличие свободной влаги в газовом потоке является одним из основных условий образования гидратов в стволах скважин, в промысловых шлейфах и коллекторах.

Влагосодержание в газовом потоке выражается в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (0^оС и 0,101 МПа) и называют абсолютной влажностью, обозначая её W (кг на 1000 м³).

Влагосодержание газовой смеси определяется экспериментально, аналитически и по номограммам, которые составляются на основании экспериментальных или расчётных данных.

В связи с необходимостью определения влагосодержания газа разработано множество номограмм, корреляций и термодинамических методов, определяющих равновесное влагосодержание газов с различным составом в различных термобарических условиях. Абсолютно все методы определения влагосодержания газов основываются на экспериментальных данных.

Рассмотрим уточненную методику определения влагосодержания природного газа при равновесии с водой, льдом и газовыми гидратами разработанную ВНИИГАЗом. Данная методика основана на уравнении состояния Редлиха-Квонга модифицированного В.А. Истоминым и В.Г. Квоном путём описания термодинамики конденсированной фазы независимой от уравнения состояния. Приведенные результаты исследований авторов методики представлены в таблицах 2.4-2.7, где описано равновесное влагосодержание над водой, переохлажденной водой, гексагольным льдом и газовыми гидратами различных структур в зависимости от температуры и давления.

Таблица 2.4 - Влагосодержание метана при равновесии с чистой водой (при температурах ниже 0^оС - переохлажденной водой)

Влагосодержание метана при температурах свыше 20 ^оС, по мнению автора на основании экспериментальных данных, оказывается довольно близко между собой и различается в пределах 5-7%.

Таблица 2.5 - Влагосодержание метана при равновесии с гексагональным льдом

Таблица 2.6 - Влагосодержание метана при равновесии с газовыми гидратами кубической структуры I

Таблица 2.7 - Влагосодержание природного газа (90,0 мол. % CH₄; 8,0 мол. % C₂H₆; 2,0 мол. % C₃H₈) при равновесии с газовыми гидратами кубической структуры II

Авторы монографии [24] приводят сравнение влагосодержания метана (кг/1000м³) приведенной выше методики с различными номограммами и корреляциями других авторов, сравнение представлено в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Сравнение влагосодержания W (кг/1000м³) по различным методам