Дипломная работа: Разработка методики предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах

После определения равновесных давлений гидратообразования используется зависимость для получения зависимости описывающей условия гидратообразования предложенной газовой смеси.

ln(p) = - A/T + B или ln(p)z = - A₁/T + B₁, (3.3)

где A, B, A₁, B₁ - расчётные параметры, являющиеся вспомогательным элементом для описания кривой равновесных условий гидратообразования;

p - полученное равновесное давление гидратообразования;

z - коэффициент сжимаемости газовой смеси.

На рисунке 3.1 представлен пример графика, описывающего индивидуальные условия гидратообразования газовой смеси.

Рисунок 3.1 - Условия гидратообразования газовой смеси

На основании полученной зависимости строится график, по которому возможно определить равновесное давление гидратообразования при необходимой температуре газового потока.

3.3 Определение температуры гидратообразования и места образования гидратов в промысловом газопроводе

Температура гидратообразования определяется на основании графика равновесных условий гидратообразования, построенного по зависимости, полученной по формуле 3.3. Затем определяется место образования гидратов в промысловом газопроводе по формуле 3.4.

где a - вспомогательный коэффициент, определяется по формуле 3.5;

t_н - начальная температура газового потока, ^оС;

t₀ - температура грунта или окружающего воздуха, в зависимости от способа прокладки трубопровода, ^оС;

t_р - равновесная температура образования гидратов, ^оС;

I - средний эффект Джоуля - Томсона, отнесенный к единице длины газопровода, определяется по формуле 3.7, ^оС/м.

где K - полный коэффициент теплопередачи, ккал/ч·м²·^оС;

D - наружный диаметр газопровода, с учетом теплоизоляции, м;

G - весовой расход газа по газопроводу, кг/ч;

С_р - теплоемкость газа при постоянном давлении, ккал/кг·^оС.

где d₁, d₂ - внутренний и наружный диаметр трубопровода, соответственно, м;

d_ср - средний диаметр, м;

a₁, a₂ - коэффициент теплоотдачи от газа к стенке и коэффициент теплоотдачи от стенки к грунту или окружающему воздуху, соответственно, вт/м²·град;

- толщина стенки трубопровода, м;

- теплопроводность стенки трубы, вт/м·град.

где p₁, p₂ - давление в начале и в конце газопровода, соответственно, МПа;

D_i - коэффициент Джоуля - Томсона, ^оС·кГ/см².

где ?Т - падение температуры по длине трубопровода, ^оС;

?р - падение давления по длине трубопровода, кГ/см².

В случае того, если x_го > L, то образование гидратов на данном участке промыслового газопровода может быть исключено, с другой стороны если x_го > L, то необходимо рассчитать количество необходимого к подаче метанола.

где L - общая длина системы «скважина - УКПГ».

3.4 Расчёт необходимого количества метанола для предупреждения гидратообразования

После определения места образования гидратообразования, при условии, что гидратообразования присутствует на рассчитываемом участке промыслового газопровода, производится расчёт требуемого количества вводимого ингибитора газового гидрата (метанола) для предупреждения гидратообразования.

Основополагающей формулой определения требуемого количества вводимого ингибитора газового гидрата (метанола) для предупреждения гидратообразования является:

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;

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

?W = W_н - W_к, (3.10)

где W_н - начальное влагосодержание газа;

W_к - влагосодержание газа в точке ввода метанола.

, (3.11)

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.

Таблица 3.4 - Параметры для расчёта влагосодержания газа

Где параметры в ⁽¹⁾, -в⁽²⁾ определяют в_i по формуле 3.12:

ln в_i = в ⁽¹⁾ + в⁽²⁾·T, (3.12)

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

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

e_мг = e_мг0·г₂·x_m, (3.14)

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, (3.15)

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 формуле 3.18.

в = - exp(7,9154-0,01145·T), (3.18)

при температурах 252 К ? T ? 313 К.

Коэффициент активности метанола и молярная доля метанола в водометанольном растворе определяются по формулам 3.19, 3.23, соответственно.

где - предельные коэффициенты активности.

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

x_m = 9·X_мас/(1600-7·X_мас), (3.22)

Суточный расход метанола, необходимого для предупреждения образования гидратов определяется по формуле 3.23.

Q_м = Q_мг + Q_мж = e_m·Q, кг/сутки, (3.23)

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.

4. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Для апробации расчётной методики предупреждения гидратообразования на промысловых газопроводах выбран объект нефтегазоконденсатного месторождения, где конкретно для расчёта использовались данные системы газового промысла.

Апробация результатов работы расчётной методики применялась для различных критических режимов работы промысла за 3 года эксплуатации, как в зимний, так и летний период разработки газового промысла.

В таблице 4.1 представлен компонентный состав газа и свойства газа.

Таблица 4.1 - Компонентный состав и свойства газа

Результаты расчёта представлены в таблицах 4.2 - 4.5, также в представленных таблицах представлены исходные данные при расчёте.

Таблица 4.2 - Результаты расчёта по методике предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах в первый исследуемый год в летний период разработки газового месторождения

Таблица 4.3 - Результаты расчёта по методике предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах в первый исследуемый год в зимний период разработки газового месторождения