Результати розрахунку витрати метанолу

Витрата газу Qг, тыс.м3/доб.	Довжина шлейфу L, км.	Температура навколишнього середовища tос., °С	Витрата інгібітору G, кг/тис.м3
5,71	10	- 35	0,308
		0	0,221
2,85	2	- 35	0,041
	10	- 35	0,402
		0	0,341

Зразок розрахунку необхідної кількості інгібітора для запобігання гідратоутворенню в трубопроводі

Рис.3. Рівноважна крива гідратоутворення у шлейфі свердловини №30:

верхня лінія Т_п = ƒ(Р_п)→Т_к = ƒ(Р_к); нижня лінія t_гр.п = ƒ(t_п)→t_гр.к = ƒ(t_к)

Як видно з малюнка 3 гідрати у шлейфі свердловини № 30 Копилівського ГКР утворюються ще на усті свердловини. Інгібітор гідратоутворення подають на устя свердловини та на УКПГ перед теплообмінником.

Для боротьби з гідратоутворенням найбільш ефективним є застосування антигідратних інгібіторів по замкнутому циклу з наступною регенерацією. Як антигідратні інгібітори найчастіше використовуються метанол, гліколі і водні розчини (30-35 %) хлористого кальцію густиною 1270-1300 кг/см³.

Високоефективним інгібітором гідратоутворення є метанол. Він характеризується здатністю значно знижувати температуру гідратоутворення і швидко розкладати гідратні пробки, змішуватися з водою в будь-яких співвідношеннях, має малу в’язкість і низьку температуру замерзання [21].

W_к – вологовміст газу в кінцевій точці, де утворюються гідрати, кг/1000 м³;

С₁, С₂ – масова концентрація свіжого (регенерованого) і відпрацьованого (насиченого вологою) інгібітора, %;

а – відношення вмісту метанолу в газі, який потрібен для насиченого газу, до концентрації метанолу в рідині (а = 15).

Концентрацію метанолу на виході з шлейфу С₂ визначаємо за формулою Геммершмідта:

, (7.4)

де М – молекулярна маса інгібітора (М = 32,04);

К – константа (К = 1295);

Δt – різниця між рівноважною температурою гідратоутворення і фактичною температурою в кінці шлейфу.

К;

%.

Концентрацію введеного в потік метилового спирту приймаємо рівною С₁ = 95 %.

Отже за приведеною вище формулою визначимо кількість метанолу на добу:

Практична робота № 7

Тема роботи: Методи попередження гідратоутворення в газотранспортних системах

Мета роботи: Вивчити основні фактори, які сприяють утворенню газогідратних пробок у газотранспортних системах. Ознайомитися зі способами боротьби з відкладеням гідратів на промислових та магістральних газопроводів та визначити найбільш вживаний серед усіх. Визначити вплив на процес гідратоутворення вологомісткості газу, температури навколишнього грунту, наявність або відсутність теплоізоляції.

Теоретичний матеріал

Утворення і розкладання гідратів при t<0

Під час експлуатації газотранспортних систем в зимовий період часто спостерігається утворення газогідратних пробок. Гідрат метану при атмосферному тиску розкладається при –83 ^оС. В результаті досліджень було встановлено наступне:

1. Ізотермічне зниження тиску над гідратами в області негативних температур приводить до перегруповування структури гідрата в структуру льоду досягши рівноважних умов розкладання гідрата по схемі: гідрат – вода – (лід + газ).

2. Перегруповування грат льоду в грати гідрата в області негативних температур відбувається шляхом переходу льоду через паровий стан по схемі: лід – пара – гідрат.

3. Кристалічна пробка при t< 0 в газопроводі не може бути ліквідована простим пониженням тиску, оскільки якщо гідрат розклався при зниженні тиску нижче рівноважного тиску перейде в лід (по схемі: гідрат – рідка вода – лід + газ).

4. При експлуатації газопроводів в області негативних температур газ перед подачею в газопровід необхідно осушити до точки роси, що виключає конденсацію пари води з газу.

Рис.1.Умови утворення гідратів при температурі нижче 0 ^оС.

Родовища 1 – Уренгойськоє, 2 – Оренбурзьке, 3 – Лаки

Вплив вологомісткості газу, температури навколишнього грунту, наявність або відсутність теплоізоляції на процес гідратоутворення

Експлуатація газопроводів, що транспортують вологий природний газ, часто буває утруднена через гідратоутворення – негативне явище, що виявляється в утворенні шару відкладень газогідратів на внутрішніх стінках трубопроводу, що приводить до часткового або повного закупорювання прохідного перетину, і як наслідок, до зниженню дебету або навіть аварійній ситуації. Хоча подібне явище достатнє часто спостерігається на практиці, але воно і до цього дня є не до кінця вивченим, а на деякі питання до цих пір немає відповідей. Так, зокрема, за допомогою інженерних розрахунків можна з великою точністю передбачити в якому трубопроводі і на якому його ділянці утворюватимуться гідрати, але визначити з якою швидкістю протікатиме даний процес досить складно. Мало вивченим також є питання про ступінь впливу на динаміку гидратообразования таких чинників як влагосодержание газу, температура навколишнього грунту, наявність або відсутність теплоізоляції.

Вологий природний газ, із заданим компонентним складом, транспортується в трубопроводі, на внутрішніх стінках якого утворюються газові гідрати. Вода, що міститься в газовому потоці, може знаходитися в двох агрегатних станах: у вигляді пари і у вигляді крапельок рідини.

Рис.1. Схема газопроводу, на внутрішніх стінках якого утворюється шар газогідрата: поперечний і подовжній перетин

Шар газогідратів, що безперервно збільшується, на внутрішніх стінках звужує прохідний перетин трубопроводу. При діабатичному проходженні газу через таке звуження відбувається розширення газу. При цьому спостерігається ефект Джоуля – Томсона, що виявляється в зменшенні температури газу за мінімальним перетином газопроводу. Таким чином, змінюється температурний режим в цілому, що позначається в першу чергу на самому процесі гідратоутворення. Зокрема, це стає причиною збільшення з часом інтенсивності гідратоутворення. Вміст води, необхідної для гідратоутворення, уздовж трубопроводу зменшується швидше, при цьому зона гідратоутворення звужується.

Розглянемо як впливають на процес гідратоутворення такі чинники як вологомісткість газу, температура навколишнього грунту, наявність або відсутність теплоізоляції.

На мал. 4 показаний вплив зміни масової вологомісткісткості газу на вході в трубопровід , коли вологомісткісткість на вході складає kw 0=

10^-3, 310^-3 і 10^-2 . У всіх трьох випадках час експлуатації трубопроводу складає тридцять діб. Видно, що збільшення вологомісткості на вході в трубопровід приводить до розширення зони гідратоутворення (рис.4б). При малій вологомісткості профіль товщини шару газогідрата має пікоподібну форму (рис.4в). Відзначимо також, що, не дивлячись на збільшення вологомісткості на вході вдесятеро (від k_w0= 10^-3 до k_w 0= 10^-2), в деякому перетині z 4 км. наступає режим «дефіциту» води в процесі відкладення газогідрата, а максимальне значення інтенсивності гідратоутворення залишається незмінним.

На рис.5 представлені результати досліджень для випадків, коли температура грунту складала TG1 = 6 ⁰С і TG2 = 3 ⁰С^. Час експлуатації трубопроводу – 30 днів, при початковій концентрації вологи kw 0=3 10^-3. З графіків видно, що при нижчій температурі грунту охолодження газу уздовж трубопроводу відбувається швидше. В цьому випадку зона гідратоутворення,

а отже і шар (рис.5в) газогідрата, розташовується ближче до вхідного перетину, але протяжність відкладень гідратів знижується. Можна відмітити, що сумарний об'єм твердих відкладень для обох випадків приблизно однаковий, що, викликано обмеженим об'ємом наявної в трубопроводі вологи. Необхідно також відзначити, що при зниженні температури грунту на 3 ⁰С інтенсивність гідратоутворення зростає приблизно в два рази (рис.5г).

Рис.4. Вплив величини вологомісткості на вході в трубопровід k_w0 на процес гидратообразования. 1 – k_w0 =10^-3, 2 – 310^-3, 3 – 10^-2. Час експлуатації

трубопроводу складає тридцять діб.

Рис.5. Вплив температури грунту на процеси що протікають в трубопроводі. Лінії 1 і 2 відповідають температурі грунту TG = 3 і 6 ⁰С

Як видно з мал. 6, за відсутності теплоізоляції (лінія 1) за рахунок теплових втрат на початковій ділянці трубопроводу (завдовжки порядка два кілометри) відбувається практично повне охолодження газу до температури гідратоутворення.

Розрахунки показують, що використання теплоізольованих труб дозволяє істотно поліпшити температурні умови в газопроводі. Лінії 2 і 3 відповідають випадкам, коли як утеплювач застосовували кальматерм

₂ =0,14 і порилекс 2=0.04 товщиною d=5 см. Якщо ж використовувати утеплювач з коефіцієнтом теплопровідності ₂₌=0.024, то теплоізоляційний шар товщиною d =5 см повністю виключить утворення газогідрата на всьому протязі трубопроводу (лінія 4).

Рис.6. Розподіл температури газу за наявності теплоізоляції з різними показниками коефіцієнта теплопровідності.

Рис.7. Зміна товщини шару газогідрата з часом за наявності і відсутності теплоізоляції трубопроводу.

На рис.7 представлені результати дослідження впливу теплоізоляції на динаміку накопичення газогідратів на внутрішній поверхні трубопроводу. Числа на кривих характеризують час (діб) гідратоутворення. Пунктирна лінія описує розподіл товщини шару газогідрата за відсутності теплоізоляції, суцільні лінії – при її наявності. Як утеплювач при розрахунках брали порилекс, в цьому випадку температурний режим в трубопроводі описується лінією 3 на рис.6. Як видно з рис.7 наявність теплоізоляції приводить до того, що, по-перше, зона гидратообразования зміщується нижче по трубопроводу і утворення гідратів починається з перетину zs 2  6.4 км.; по-друге, швидкість склеротичних процесів знижується, це витікає з порівняння товщини шару газогідрата що утворився в тому і іншому випадку за проміжок часу рівний 2 місяцям; по-третє, розширюється зона гідратоутворення. Проведені розрахунки показали, що за відсутності теплоізоляції повне заростання трубопроводу відбувається за 3 місяці, тоді як за аналогічний період часу, за наявності утеплювача, товщина відкладень газогідратів складе менше 1.5 см, що мало позначається на пропускній спроможності трубопроводу.