Общая характеристика Г-овых гидратов.

Г-овые гидраты представляют собой кристаллические соединения, образуемые ассоциируемыми мол-лами воды и Г. На вид снег или лед. По структуре Г-овые гидраты это клатраты к-е образуются при внедрении мол-лы Г в пустоты кристаллической структуры состоящей из мол-л воды. Различают: I – 46 Н₂О и полостей, II – 136 Н₂О и 8 больших, 16 малых полостей.

Метан, этан, СО₂ образуют гидраты I группы, при этом идеальная формула гидрата: 8×М×46×Н₂О. Пропан, изобутан образуют гидраты II группы с идеальной формулой: 8×М×136×Н₂О. Массовое Сод-е СН₄ в составе гидрата=12,9%, для связывания 1 кг, СН₄ в гидрат (СН₄×6×Н₂О) требуется 6,75 кг воды. При добыче и обработке Г образуются смешанные гидраты. Св-ва гидратов комп-тов Г приведены в таблице 1. На основе экспериментальных работ, что пропан и изобутан склоны к образованию гидратов.

Усл-я образования гидратов

Для образования гидратов необх-о наличие капельной жидкости и т/д-й режим. Наличие воды хотя и является обязательным, но не достаточным для образования. Гидраты образуются при опр-ных t-ре и Р. На основании экспериментальных работ предложено уравнение связывающее Р и t-ру г/о-ия:

t_г=20,68×Р^0,268–17,78 (1)

Наряду с Рзнач-е t-ры зависит также от состава Г, при низких и средних Р в зависимости от t-ры можно пользоваться уравнениями к-е учитывают состав Г (ч/з их привидение плотности):

– при «+»-й t-ре: t_г=18,47×lgP–B+18,65

– при «–»-й t-ре: t_г=58,5×lgP–B₁+59,32

где В и В₁ – эмпирические коэффициенты, знач-я к-х в зависимости от приведенной плотности r_п Г даны в справочных таблицах.

r_п=SD_i×Y_i/(R×Y_i)

где D_i и DY – относительные плотность и молярная доля г/о-теля.

5.)Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора

Определение расхода ингибитора гидратообразования

Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термодинамических параметров системы.

Для определения необходимого количества нелетучего ингибитора гидратообразования необходимо располагать следующими исходными данными:

1) количество воды, содержащейся в жидком состоянии и конденсирующейся в газопроводе на участке, где имеются условия гидратообразования (m_в);

2) равновесной температурой гидратообразования (t_r);

3) фактической температурой газа в газопроводе (t_ф).

Необходимое снижение температуры гидратообразования определяется из условия Δt=t_г-t_ф.

По полученному значению Δt с использованием графиков (рисунок 1) приближенно определяется необходимая концентрация ингибиторов в водном растворе, обеспечивающая необходимое снижение температуры образования гидратов при заданной концентрации выводимого раствора ингибитора С₂.

В случае, когда на каком-то участке газопровода из газового потока выпадает влага, и имеются условия накапливания воды при наличии условий существования гидратов, предотвращение гидратообразования осуществляется постоянным вводом ингибитора.

 

Рисунок 1 – Влияние массовой концентрации ингибиторов на понижение температуры гидратообразования и замерзания их водных растворов:

1 – AlCl₃; 2 – 90 % CaCl₂ + 10 % CH₃OH; 3 – CaCl₂; 4 – CH₃OH;

5 – ЭК (этиленкарбитол); 6 – ЭГ; 7 – ДЭГ

 

Удельный расход нелетучего ингибитора исходя из материального баланса определяют из уравнения

 

где W₁ – влагосодержание газа, поступающего в газопровод, г/см³; W₂ – влагосодержание газа, выводимого из газопровода в точке гидратообразования, г/см³; С₁, С₂ – массовая концентрация вводимого и выводимого раствора ингибитора, %.

При определении W₁ необходимо учитывать не только пары воды, насыщающие газ, но и жидкую и капельно-плёночную, находящуюся в газопроводе.

Количество капельной влаги в системе не поддаётся точному расчёту. Этот параметр зависит от режима эксплуатации пласта и скважин, эффективности работы сепарационного оборудования. При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе расход ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, принимают на 10-20 % больше его расчётного значения.

При отрицательных рабочих температурах газа необходимо проверить возможность замерзания раствора ингибитора. Проверка осуществляется по найденному значению С₂ с помощью графиков на рисунке 1. Если температура замерзания раствора ингибитора выше температуры газа, то необходимое количество ингибитора должно быть таким, чтобы не допустить его замерзания.