Дипломная работа: Разработка методики предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах

К сожалению, авторы не приводят методы получения влагосодержания газа. Анализируя данные приведенные в таблице 2.8 можно сказать то, что разница результатов по различным методикам может колебаться до 60% в основном в случае определения влагосодержания при отрицательных температурах, когда при положительных температурах различие результатов не столь велико. газ трубопровод гидратообразование ингибитор

Касательно наиболее часто используемых и рекомендуемых к использованию приводится аппроксимационная зависимость Н.К. Нама и М.А. Мартыновой, конкретизирующая формулы Бюкачека.

W₀ = A/P + B,

где А - коэффициент зависимости содержания воды от давления водяного пара при измеренной температуре точки росы влаги;

B - коэффициент зависимости содержания воды от температуры точки росы влаги и состава газа;

P - давление газа.

В данной зависимости коэффициенты определяются по следующим формулам:

A = 0,457·exp[0,07374·(T-273,1)-0,000307·(T-273,1)²];

B = 0,0418·exp[0,0537·(T-273,1)-0,000199·(T-273,1)²].

Применение методики Н.К. Нама и М.А. Мартыновой работает в диапазоне следующих параметров: 233 ? Т ? 313 К, p < 70 МПа.

Для более высоких температур может быть предложена аппроксимационная зависимость ТюменНИИгипрогаза.

W_н = p_в·10⁶·(748,9/p + B), кг/1000 м³,

где p_в - давление насыщенного пара воды, МПа;

p - давление газа, МПа.

Давление насыщенного пара воды и коэффициент B определяются по следующим уравнениям:

p_в = exp[-60212·(0,01·(T-273,15))⁴+1,475·(T-273,15))³-

-2,97304·(0,01·(T--273,15))²+7,19863·(0,01·(T-273,15))+6,41465];

B = exp[-0,06058·(0,01·(T-273,15))⁴-0,3798·(T-273,15))³+

+1,06606·(0.01·(T--273,15))²-2,00075·(0,01·(T-273,15))+4,2216].

Следует отметить то, что для газовой смеси, в составе которой содержание неуглеводородных компонентов значительно велико, определение влагосодержания по метану может давать сильно заниженные результаты. В таком случае может быть предложен метод учитывающие содержание в газовой смеси азота и кислых компонентов [24].

,

где

p - давление, МПа;

T - температура, К;

R - универсальная постоянная (8,314 Дж/моль·К);

z_см - коэффициент сжимаемости газовой смеси;

y_i - мольная доля i-го компонента газовой смеси;

б_i,в_i - эмпирические коэффициенты для i-го компонента.

Ниже в таблице 2.9 представлены значения параметров для расчёта влагосодержания в многокомпонентной смеси, состоящей из азота, метана, этана, пропана, бутанов и C_5+выше по выше приведенной методике.

Таблица 2.9 - Параметры для расчёта влагосодержания газа

Где параметры в ⁽¹⁾, -в⁽²⁾ определяют в_i по следующему уравнению:

ln в_i = в ⁽¹⁾ + -в⁽²⁾·T.

По мнению авторов, погрешность расчётов не превышает 5-7% при p<40 МПа и T>278 К.

Как уже ранее отмечалось, правильное определение влагосодержания газа зависит от необходимого количества вводимого метанола в промысловый газопровод и соблюдения режима эксплуатации всей системы газового промысла. Особенность определения потребного количества вводимого метанола в промысловый газопровод по сравнению с магистральным газопроводом состоит в более простом технологическом процессе, стоит учитывать то, что протяженность промысловых газопроводов обычно меньше, в сравнении с магистральными газопроводами.

Существуют индивидуальные методики определения потребного количества вводимого метанола в газопроводы, основывающиеся на эмпирических методах исследования, тем самым могут не всегда подходить под индивидуальные расчётные данные. С другой стороны надежность таких методов проверена временем и регулярно уточняется различными научно-исследовательскими институтами.

Рассмотрим наиболее простой аналитический метод определения количества метанола, потребного для предупреждения гидратообразования газового потока, определенный Ю.Ф. Макогоном. [13,14] Стоит отметить то, что существуют корреляции в исследованиях ВНИИГАЗ позаимствованные у автора данной методики, что, несомненно, может говорить о надежности экспериментальных данных и графиков, приведенных в методе Ю.Ф. Макогона. Основополагающей является формула для определения потребного количества метанола.

где e_m - удельный расход метанола, кг/тыс.м³;

х - весовая концентрация метанола в воде, %;

б - отношение содержания метанола в газе, обеспечивающего насыщение газа, % вес;

?e - количество жидкой влаги в газовом потоке в месте ввода метанола, кг/тыс.м³.

?e = e_н - e_к,

где e_н - начальное влагосодержание газа;

e_к - влагосодержание газа в точке ввода метанола.

В случае с промысловым газопроводом метанол чаще всего вводится на выкидных линиях расположенных вблизи скважин через специальные арматурные блоки, поэтому имеет смысл принимать ?e = e_н.

где e_мг - содержание метанола в газовой смеси, обеспечивающего насыщение газовой смеси, кг/тыс.м³.

e_мг = e_мг0·г₂·x_m;

где e_мг0 - содержание метанола в природном газе, обеспечивающего насыщение чистого метана, кг/тыс.м³;

г₂ - коэффициент активности метанола в водометанольном растворе;

x_m - молярная доля метанола в водометанольном растворе.

e_мг0 = 1331,31·y,

где y - молярная доля метанола в газовой фазе.

где p_s - давление насыщенных паров метанола, МПа;

p - давление, МПа;

R - универсальная газовая постоянная;

Т - температура, К;

в - эмпирический параметр, имеющий смысл второго вириального коэффициента, см3;

V_ж = 38,07 - молярный объем метанола, см³/моль.

Давление насыщенных паров метанола p_s, МПа, вычисляют по уравнению Антуана.

Эмпирический параметр в определяется по следующей формуле.

в = - exp(7,9154-0,01145·T),

при температурах 252 К ? T ? 313 К.

Коэффициент активности метанола и молярная доля метанола в водометанольном растворе определяются по следующим формулам [24].

где - предельные коэффициенты активности.

Молярная доля метанола x_m и его массовая концентрация X_мас, % масс., связаны пересчетным соотношением. [истомин квон]

x_m = 9·X_мас/(1600-7·X_мас).

Суточный расход метанола, необходимого для предупреждения образования гидратов определяется по следующей формуле. [13,14]

Q_м = Q_мг + Q_мж = e_m·Q, кг/сутки,

где Q - дебит скважины, тыс.м³/сутки;

Q_мг - количество метанола, насыщающего газовую фазу, кг/сутки;

Q_мж - количество метанола, насыщающего жидкую фазу, кг/сутки.

2.5 Выводы по главе 2

На основании аналитических исследований, поиска зависимостей взаимодействия элементов системы с различными факторами могут быть сделаны следующие выводы по главе 2:

1. Определена структура исследуемой системы, на основании которой осуществляется построение методики предупреждения гидратообразования на промысловых газопроводах.

2. Выявлены и проанализированы зависимости взаимодействия элементов исследуемой системы.

3. Определены наиболее весомые факторы, определяющие благоприятные условия гидратообразования в промысловых газопроводах.

4. Проанализирован метод предупреждения гидратообразования с использованием метанола, установлены необходимые зависимости и метод расчёта.

3. ПОСТРОЕНИЕ МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА ПРОМЫСЛОВОМ ГАЗОПРОВОДЕ ПРИ ПОМОЩИ МЕТАНОЛА

3.1 Определение исходных данных для расчётной методики

На основании аналитических исследований необходимо установить перечень необходимых исходных данных для расчётной методики предупреждения гидратообразования на промысловом газопроводе.

Необходимые исходные данные приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Перечень исходных данных для расчёта

Помимо количественных значений исходных данных для расчёта необходимо иметь компонентный состав и свойства газа.

3.2 Определение равновесных параметров гидратообразования газовой смеси

На первом этапе определяется равновесное давление гидратообразования p_см при двух реперных температурах, которое в зависимости от компонентного состава газа может находиться по одной из формул.

Формулы 3.1, 3.2 подразделены на способность газовой смеси образовывать гидраты кубической структуры I, либо гидраты кубической структуры II, соответственно.

Для определения условий равновесного давления гидратообразования для газа с компонентами способными образовать гидраты структуры I применяется следующая формула.

А для определения равновесий газовых гидратов структуры II применяется формула представленная ниже.

где p_см - равновесное давление образования гидратов, МПа;

y_i - молярное содержание i-го компонента в газовой фазе (заданное на «безводной» основе);

a_i - параметр, зависящий от температуры, определяется по таблице 3.2, 3.3;

p_j - параметр, имеющие смысл равновесного давления гидратообразования индивидуального компонента, определяется по таблице 3.2, 3.3.

Таблица 3.2 - Параметры для гидратов кубической структуры I

Таблица 3.3 - Параметры для гидратов кубической структуры II