- •1 Геологическое строение месторождения
- •1.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
- •4 Технологическая часть
- •1 Геологическое строение месторождения
- •1.1 Краткая геологическая характеристика месторождения [1]
- •Четвертый эксплуатационный объект .
- •4 Технологическая часть
- •В приведенные выше формулы входит коэффициент теплопередачи в окружающую среду, зависящий от способа прокладки газопровода. Для подземной прокладки газопровода его можно определить по формуле
- •Такое снижение температуры обеспечивает концентрация метанола:
- •Из уравнения (54) получаем
- •Подставляем (54) в (55) и получаем
- •Растворимость метанола в конденсате рассчитывается по формуле
Такое снижение температуры обеспечивает концентрация метанола:
Х2=; (42)
Х2=%
В начале определяются потери метанола с газом. Равновесное содержание метанола в газе при условиях в Т-1 при Р=10,5 МПа и Т=291 К составляет:
Q=Qo2,
(43)
Q=6,0·0,08=0.48 кг/т.м³
где Qo = 6,0 – метанолосодержание газа при равновесии с чистым метанолом, кг/тыс.м³;
2 = 0,08 – активность метанола.
Количество растворенного в конденсате метанола для условий теплообменника Т-1 составляет
q=, (44)
q=кг/1000м³
где g– количество нестабильного конденсата в газе, г/м³;
r– растворимость метанола в конденсате;
k– коэффициент зависимости растворимости метанола от молекулярной массы конденсата.
Значения kиrнайдены по графикам на рисунке 2.1[8].
Количество поступающей из сепаратора в теплообменник Т-1 влаги определяется
W=W1-1W2, (45)
W=0,333-0,98·0,252=0,086 кг/т.м³
где 1 = 0,98 – активность воды, определяется по графику на рис 2.1[8].
Расход метанола для предупреждения гидратообразования в теплообменнике Т – 1 рассчитывается
Нт=; (46)
Нт=кг/т.м³
Замеры параметров работы теплообменника Т-2 всех технологических ниток в течении года показывает разброс на выходе из Т-2 от -6 оС до -17 оС, что естественно влияет на подачу метанола в теплообменник Т-2. С целью определения требуемого расхода метанола для предупреждения гидратообразования в теплообменнике Т-2 расчет выполнен для двух значений температур: -12oCи -5оС. Температура гидратообразования для условий теплообменника Т-2 определяется равенством:
Тг=7,7 lnP+275,65; (47)
Расчет расхода для низкотемпературного сепаратора выполнен для условий температура –30 оС и давление 6,0 МПа.
С учетом поступления метанола из теплообменника Т-1 расход перед теплообменником Т-2 составит 0,858 кг/тыс.м³. Полученная величина расхода метанола в низкотемпературном сепараторе означает, что подача метанола туда не нужна.
Суммарный расход метанола, вводимого на УКПГ в поток газа (перед теплообменником Т-1 и теплообменником Т-2) составит:
Нукпг= Нт-1+Нт-2; (48)
На УКПГ - 8В также внедрена технология циклического использования ингибитора. При подаче 0,858 кг/т.м³ концентрированного 95 мас. % метанола в теплообменник Т-2 с учетом безвозвратных потерь метанола с ВМР и с газом сепарации снижение расхода ингибитора на НТС согласно с [7] составит 0,27 кг/тыс.м³. Норма расхода метанола с учетом циклического использования составит:
Ннтс = НУКПГ - 0,27; (49)
Полученное значение расхода метанола является теоретическим, так как обеспечивает граничные безгидратные условия работы УКПГ. С учетом требуемого на практике надежног безгидратного режимаработы установки расхода метанола следует установить на 15 – 20 % больше по сравнению с теоретическим.
Таким образом, требуемый в данном случае расход метанола на низкотемпературную сепарацию составит:
Н = 1,2 · Ннтс ; (50)
Расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на НТС.
В таблице 18 приведены результаты расхода метанола по УКПГ - 8В.
Таблица 18 - Результаты расхода метанола по УКПГ - 8В
Показатели |
Теплообмен-ник (Т-1) |
Теплообменник (Т-2) |
Низкотемпера-турный сепаратор | |
-12 оС |
-5 оС | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Тг, К |
294,8 |
294 |
294 |
289,6 |
Т, К |
3,5 |
33 |
26 |
46,6 |
Х2, % |
8 |
49 |
42 |
59 |
2 |
0,08 |
0,37 |
0,32 |
0,44 |
Qo, кг/тыс.м³ |
6,0 |
1,8 |
2,4 |
0,48 |
Q, кг/тыс.м³ |
0,48 |
0,67 |
0,76 |
0,211 |
g, г/тыс.м³ |
5 |
40 |
40 |
50 |
r |
0,21 |
0,31 |
0,34 |
0,17 |
k |
1,5 |
1,7 |
1,7 |
2,0 |
q, кг/тыс.м³ |
0,0315 |
0,12 |
0,258 |
0,17 |
1 |
0,98 |
0,69 |
0,71 |
0,56 |
Wo, кг/тыс.м³ |
0,252 |
0,039 |
0,052 |
0,013 |
W, кг/тыс.м³ |
0,246 |
0,027 |
0,03 |
0,007 |
W,кг/тыс.м³ |
0,086 |
0,225 |
0,22 |
0,045 |
Н, кг/тыс.м³ |
0,532 |
1,019 |
1,120 |
0,51 |
Из таблицы 18 видно, что для предотвращения гидратообразования в теплообменниках Т-1 и Т-2, и в низкотемпературном сепаратор необходим ввод метанола в соответствующие технологические оборудования, причем норма расхода метанола составила:
для Т-1- 0,532 кг/тыс.м³;
для Т-2 – 1,120 кг/тыс.м³;
для С-4 – 0,51 кг/тыс.м³.
5.5 Расчет расхода ингибитора гидратообразования [9]
Газовые месторождения Крайнего Севера характеризуются такими термодинамическими условиями в скважинах, шлейфах и промысловой подготовки газа, которые приводят к образованию гидратов.
В этих условиях для предупреждения гидратообразования используется различные ингибиторы. Наибольшее распространение получил метанол. Применение метанола связано с рядом положительных его свойств: высокой антигидратной активностью, низкой вязкостью, низкой температурой замерзания водных растворов, достаточно высокой летучестью при отрицательных температурах. Отмеченные свойства метанола, по сравнению с другими ингибиторами, позволяют обеспечить повышенную надежность предупреждения гидратообразования в системах добычи газа.
Ход расчета.
Рассмотрим методику расчета летучего ингибитора гидратообразования на участке технологической цепи, где возможно образование гидратов. Выделим участок: точка, где вводится метанол (точка 1), защищаемая от гидратов точка (точка 2).
Применим следующие обозначения:
G - расход ингибитора подаваемого в точку 1 для предупреждения гидратообразования в точке 2, кг/тыс.м³;
G1 - количество жидкой неуглеводородной (водной) фазы, поступающей с предыдущего участка, кг/тыс.м³;
G2 - количество жидкой неуглеводородной (водной) фазы, поступающей в точку 2, кг/тыс.м³
Gk - количество конденсата в расчетной точке, кг/тыс.м³;
g1,g2 - концентрация ингибитора в жидкой неуглеводородной (водной) фазы, поступающего в точки 1 и 2, массовая доля;
g - концентрация ингибитора поступающего в точку 1, массовая доля;
W1,W2 – влагоемкость газа в точках 1 и 2 соответственно, кг/тыс.м³;
qиг1,qиг2 – содержание ингибитора, растворенного в газе, кг/тыс.м³;
qик1,qик2 – содержание ингибитора, растворенного в конденсате, кг/тыс.м³.
Выпишем балансовые соотношения по воде (неуглеводородной фазе) и ингибитору в точках 1 и 2.
Баланс по воде
W1+ G1(1- g1)+G(1-g)= W2+ G2(1- g2); (51)
Баланс по летучему ингибитору
G1g1+ Gg +qиг1 +qик1= G2g2+ qиг2 +qик2; (52)
Складываем (51) и (52)
W1+ G1- G1g1+G – Gg+ G1g1+ Gg +qиг1 +qик1=
=W2+ G2- G2g2+ G2g2+ qиг2 +qик2.; (53)
и выражаем относительно G
G= W2- W1+ G2- G1+ qиг2- qиг1+ qик1 - qик2; (54)