- •2.Клас-я прод-ии г-ой промыш-ти.
- •4.Выбор стр-ы сис.Сбора
- •8. Предупреждение пр-са г/о-ния
- •5. Тепловой расчёт в г-кон-х шлейфах.
- •10.Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора
- •11. Методы ликвидации гидратных пробок
- •13. Методы борьбы с солеотложениями в пр-се добычи и подготовке г
- •16.Технол-й расчет гравит-х сеп-ров с жалюзийными насадками
- •24.Расчетные схемы нтс с рекуперацией теплоты в газовом теплообменнике, с рекуперацией теплоты газа и жидкости
- •25.Технологические схемы промысловой обработки г методом нтс
- •§1.Жидкие осушители и их свойства.
- •26. Периоды работы установок нтс
- •31.Определение основных характеристик осушки газа и регенерации дэг.
- •1,Влагосодержание
- •33. Опыт эксплуатации и модернизации технологического оборудования укпг на Уренгое.
- •19. Краткая хар-ка методов подгот-ки г к дальнему транспорту
- •27Расчетная схема газового эжектора. Основные технологические показатели эжекторов
- •28 Технологическая схема унтс с детандерно-компрессорными агрегатами.
- •1. Классификация промысловых систем сбора и транспорта скважинной продукции.
- •6. Снижение пропускной способности трубопроводов при эксплуатации ГиГкм.
- •32. Отработка дэГа в абсорберах
- •34.Опыт нормирования и прогнозирования потерь дэГа на укпг сеноманской залежи Уренгой.
- •37. Совершенствование технологии подготовки газа на месторождениях Кр. Севера.
- •38. Однореагентная технология осушки газа с использованием метанола на ягкм.
- •22. Технол-я схема без рекуперации теплоты
8. Предупреждение пр-са г/о-ния
Все применяемые методы борьбы с г/о-нием основаны на изменении энергетических соотношений мол-л Г (г/о-теля) и воды. На практике Наиболее широко для борьбы применяют:
– осушка Г-ового потока методами сорбции и НТС;
– ввод в Г-овый поток ингибиторов;
– поддержание t-ры Г > t-ры г/о-ния;
– поддержание Р Г < Р г/о-ния.
Целесообразность того или иного метода опр-ся технологическими возможностями, а также технико-экономического анализа в каждом конкретном случае.
Поддержание Р ниже равновесного Р применяется редко, то есть в большинстве случаев это не целесообразно из-за резко снижения дебита Г, однако, как временную меру на отдельном участке трубопровода этот метод.
При низких t-рах, когда при разложении гидратов при понижении Р t-ра становится меньше нуля, этот метод неэффективен, поскольку вода выделяющаяся при разложении гидратов замерзает, образуя ледяную пробку.
Метод поддержания t-ры Г-ового потока выше t-ры г/о-ния эффективен при образовании гидратов на дроссельных установках, шлейфах, когда они образуются в трубопроводах, с применением малогабаритных регулируемых подогревателей, к-е работают в автоматическом режиме, может быть весьма эффективен особенно когда перепад t-р невелик. В усл-ях прокладки шлейфа в грунте с повешенным коэффициентом теплопроводности и малых депрессия м/у равновесной и технологической t-рой – эффективен метод теплоизоляции шлейфов. Для усл-й магистрального транспорта Наиболее приемлема осушка Г. Для осушки Г с малым q Наиболее эффективны сорбционные методы.
Если они образуются в стволе или Г-осборных сетях при больших перепадах t-р, то Наиболее эффективен метод ввода ингибитора по замкнутому циклу с последующей их регенерацией.
Основы ингибирования.
При ингибировании в систему "Г-вода" вводят трехактивный комп-т к-й изменяет усл-я термодинамического равновесия, м/у водой и Г-ом, при этом имеется опр-ная зависимость м/у концентрацией раствора ингибитора и t-рой г/о-теля. Ввод ингибиторов в воду резко уменьшает растворимость Г в воде. В настоящее время на мест-ях подачу ингибитора в шлейф и скв-ну осуществляют по индивидуальной схеме от УКПГ до каждой скв-ны прокладывают ингибиторопровод, к-й на УКПГ подключают к дозировочному насосу, она отличается большой надежностью в эксплуатации. Недостаток этой схемы – это потребность в большом числе насосов и трудоемкость обслуживания, поэтому широко применяют централизованную систему.
В качестве ингибиторов применяют: водные растворы метанола, гликоля, гликолевых эфиров, нек-х солей (NaCl, MgCl2, BrCl, CaCl2).
5. Тепловой расчёт в г-кон-х шлейфах.
При трансп-е Г проис-т изм-е t-ры Г, за счёт сниж-я Р и теплообмена с ОС. Среднюю t-ру Г на расч-м участке L выч-ют по: Tср=Тгр+(Тн–Тгр)(1–е–al)/(al), где Тн – t-ра Г на нач-м участке ГПр-да, К; Тгр – t-ра Г на глубине прокл-ки ГПр-а; а – пар-р Шухова:
а=(262,3Кdн)/(Q∆Cр106)
где К – коэф-т теплопередачи от трансп-го Г к ОС, Дж/кг; dн – наруж-й ГПр-а, мм;
dн=dвн+2(δт+δиз)
где δт, δиз – толщины стенок ГПр-а и изоляции, мм.
Осн-м в опр-нии t-ры Г на расч-м уч-ке ГПр-а явл-ся расчёт коэф-та теплопередачи, от транс-го Г к ОС. Коэф-т теплопередачи для подземного ГПр-а при произ-й толщине теплоизоляции опр-ся:
К=1/[1/м+dн/(2103м)+ln((dвн+2м)/dвн)+dн/(2103из)ln(dн/(dвн+2м))+dн/(dвнвн)]
где т – коэф-т теплопередачи от трубопро-да в грунт, В/м2; м – коэф-т теплемкости металла труб, Вт/(моС); из – коэф-т теплоемкости изол-и, Вт/(моС); вн – коэф-т теплообмена м/у транс-м Г и стенкой труб, Вт/(м2оС). t-ра Г на заданном уч-ке Г-опро-в L опр-ся:
Tl=Tгр(Тн–Тгр)е–al–Дi(Pн2–Рк2)(1–е–al)/(2alPср)
где Дi – коэф-т Джоуля-Томсона, оС/МПа; Рср – среднее знач-е Р на расч-м участке Г-опро-в: Рср=2(Рн+Рк2/(Рн+Рк))/3. Для подзем-х МГ экспл-мых при турб-м режиме внутр-й коэф-т теплопередачи равен: i=50…400 Вт/(м2оС). Эта величина знач-но превыш-т внешн-й коэф-т тепло-чи 2=1,5…5 Вт/(м2оС). 1/1Д1 можно пренебречь с малой погр-тью. Для гр-та из сухого песка К1,163 Вт/(м2оС); для очень влажного песка К3,489 Вт/(м2оС); для сырой глины К=1,57. При отсутствии данных о хар-ре и влажности грунта по трассе ГПр-а коэф-т теплопер-чи прин-ем К1,75 Вт/(м2оС).
9.Физико-химические св-ва ингибиторов
При проектировании систем сбора необх-о принять во внимание:
1. в виду большой вязкости и плотности – склонны к скоплению в отдельных неровных участках шлейфах – образуя так называемые застойные зоны, что проводит к увеличению их гидропотерь, при использовании водных растворов метанола, вероятность образования этих зон мала, поэтому чаще всего поддают водные растворы метанола;
2. метанол > летуч, в виду чего его потери в Г-овой фазе на порядка больше чем у гликоля. Поскольку метанол ядовит, то при строительстве помещений регенерации, требуется большая циркуляция воздуха, что приводит к удорожанию строительства;
3. при регенерации метанола целевой продукт получается в качестве верхнего продукта колонны, вода и соли, снизу колонны отводятся, как кубовый остаток;
4. t-ра низа десорбера блока регенерации метанола поддерживается на 50…600С ниже чем для гликоля, это снижает расход энергии на пр-с и обуславливает применение водяного пара низкого Р, что уменьшает эксплуатационные затраты на его производство;
5. метанол в 7…8 раз дешевле гликоля.
Метанол
Метиловый спирт – низший одноатомный спирт, бесцветная жидкость с характерным запахом. Молярная масса – 32,04, =0,81г/см; 0=0,82, -10=0,97, 20=1,16, -30=1,39, -40=1,75. t-ра: вспышки=8oС; самовоспламенения=464oС. Критические пар-ры: Р=7,87 МПа, t=240oК=513oС. При t-ре ниже –40 0С в качестве ингибитора рекомендуется применять метанол.
Гликоли
В качестве ингибитора получили распространения ДЭГ и ТЭГ. Их используют в основном в качестве сорбента влаги при осушки Г.
ЭГ Формула: С2Н4(ОН)2; М=62,07, бесцветная вязкая жидкость, без запаха, трудно возгорается, хорошо растворяется в воде, спирте. Все гликоли > вязки по сравнению с метанолом. С увеличением молярной массы их вязкость возрастает. Водные растворы ЭГ можно применять до t=-35 0С, при > низких t-рах ЭГ трудно перекачиваем.
ДЭГ Формула: (СН2ОНСН2)2О, бесцветная жидкость, легко смешивается с водой, низшими спиртами, ЭГ. р=о(1+), где р и о – вязкость при Ризб и Ратм.
ТЭГ Формула: (СН2О СН2 СН2ОН)2, прозрачная бледно-желтая с запахом. По своим св-вам аналогична ДЭГ, но менее летуч. Водные растворы ТЭГ применяют в качестве ингибитора.
СaCl2 Хлористый кальций, доступный, дешевый. Применяют раствор с концентрацией 30–35%. Высоко эффективен для снижения t-ры г/о-ия, возможность регенерации, мол-лярная масса – 111. Безводный СаСl2 – белые кристаллы кубической формы, сильно гигроскопические. Применение растворов СаCl2 с концентрацией >35% не целесообразно, особенно в зимних усл-ях, т. к. при этом замерзание раствора и выпадение солей в твердый осадок. Недостаток при длительном хранении в открытых емкостях они насыщаются О2 воздуха и становятся коррозионно-активными.
Новые ингибиторы
Высокая стоимость гликолей, токсичность метанола, ограниченность технологических возможностей применения СаСl2, разр-а мест-й с агрессивными комп-тами, при к-й необх-о предупредить как г/о-ие так и коррозию определяют необх-ость поиска новых ингибиторов г/о-ия.
Этиленкорбитол (ЭК) Побочный продукт производства эфирных гликолей ориентировочный состав % мас.: моноэтиловый эфир ДЭГ – 51,4; ЭГ – 46,15; ДЭГ – 1,13; этилцеллозоль – 0,18; пропилен гликоль – 0,4. ЭК прозрачная или слегка темная жидкость. tзамерз=–60оС; tкип=201,9оС; 20C=0,9898 г/см3; 20С=4,5 мПас. вязкость ЭК меньше чем у гликолей, но потери его при регенерации довольно высокие, т. к. упругость паров в 10 раз >, чем у ДЭГ и в 6 раз > чем у ЭГ.
Этанол сырец и метанольная фракция Технологические сорта метанола получаемые в качестве побочных продуктов получении метанола (I сорт) и на гидролизных заводах при очистке этилового спирта сырца (II сорт).
Эфироальмедегидная фракция (ЭАФ) Побочный продукт производства технического этанола и этилена, не токсичен. Состав % мас: этиловый спирт – 63%; диэтиловый эфир – 33 %; ацетальдегид – 0,7%; вода – 3,3%. Снижение равновесной t-ры г/о-ия ПГ при применении ЭАФ 5-20% концентрацией – t=0,47С1,06, С – массовая концентрация раствора ЭАФ.