Предупреждение пр-са г/о-ния 


Мы поможем в написании ваших работ!



ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

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).


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, r=0,81г/см; m0=0,82, m-10=0,97, m20=1,16, m-30=1,39, m-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)2×О, бесцветная жидкость, легко смешивается с водой, низшими спиртами, ЭГ. mр=mо×(1+a×m), где mр и mо – 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; r20C=0,9898 г/см3; m20С=4,5 мПа×с. 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 – Dt=0,47×С1,06, С – массовая концентрация раствора ЭАФ.


5. Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора

Использование метанола в борьбе с г/о – основной способ в Г-овой промышленности. Эффективен при разложении уже сформировавшихся гидратов. Присутствующий в Г-ожидкостном потоке метанол, помимо жидкой фазы, содержится в у/в-м к-те и растворяется в Г-е. Для выработки оптимального варианта технологии применения метанола необх-о располагать данными по фазовому распределению ингибитора прежде всего в системах добычи, сбора и подготовки Г.

Алгоритм и методика расчета кол-ва метанола, необх-ого для борьбы с г/о-ем в системе скв-а–сеп-р С–01.

1. t-ра г/о:

для Г: tг=2,2+14×lgP+(14×lgP)0,5 (1)

для к-та: tк=5,7+14×lgP+(14×lgP)0,5 (2)

2. Минимально необх-ая концентрация отработанного метанола:

С2=1,87 Dt+7 (при Dt³7 0С) (3)

C2=5×(2×Dt)0,5 (при Dt<7 0C) (4)

где С2 – концентрация отработанного насыщенного метанола, %; Dt – разность м/у равновесной t-рой г/о и фактической t-рой Г в конце защищаемого участка tф, Dt=tг–tф (5)

3. Отношение сод-ия метанола в Г-е к концентрации метанола в ВМС:

a=е5,33+0,062×t/p0,69 (6)

где a – коэффициент распределения метанола; t, P – t-ра и P среды защищаемого участка, соответственно 0С и МПа.

4. Кол-во метанола, переходящего в Г-овую фазу, кг/тыс. м3:

qг=0,001×a×С2 (7)

5. Растворимость метанола в к-те: Ск=0,2118×10-3×С22–0,2682×10-2×С2+0,2547×10-1 (8)

6. Сод-е метанола в у/в-м к-те, кг/тыс. м3:

qкк×Qк×rк/Qг (9)

где Qк – добыча к-та, м3/сут; Qг – добыча Г, тыс.м3/сут; rк – средняя плотность к-та, кг/м3.

7. Влагоcод-е Г защищаемого участка, кг/тыс. м3:

W=e1,487+0,0733×t–0,000226×t2/P+e–3,19+0,0538×t–0,00017×t2 (10)

8. Кол-во воды, выделившейся из Г, к-е должно быть обработано метанолом:

DW=W1–W2 (11)

где W1, W2 – влагоСод-е Г в начальной и конечной точках защищаемого участка, кг/тыс. м3.

Для скв-н без водопроявления W1, W2 опр-ся по (10)

При водопроявлении общее кол-во воды, к-е должно быть обработано метанолом:

DW1=DW+Wпл (12)

где Wпл – кол-во поступающей с Г пл-ой воды, кг/тыс. м3.

9. Кол-во метанола в жид-й фазе, кг/тыс. м3:

qв=DW×C2/(C1–C2) (13)

10. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для борьбы с г/ом опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3:

G=qг+qк+qв (14)

11. Общая минерализация воды в скв-е с водопроявлением, %:

mобщ=Wпл×mпл/DW1 (15)

где mпл – массовая для солей в пл-й воде, %.

12. Минимально необх-ая концентрация метанола с учетом минерализации пл-ой воды (в скв-е с водопроявлением), %:

С21=Dt×e^(0,95–0,0005×С22)–mобщ×е0,3 (17)

13. Сод-е метанола в Г-овой фазе в скв-е с водопроявлением, (при Р, t и С21), кг/тыс. м3:

qг1=0,001×a×С21 (18)

14. Растворимость метанола в у/в-м к-те с учетом общей минерализации воды, %:

Сk1=0,2118×10-321)2–0,2682×10–221)+0,254710-1

(19)

15. Сод-е метанола в к-те с учетом общей минерализации воды, кг/тыс. м3:

qk1=Ck1×Qk×rk/(Qг×100) (20)

16. Сод-е метанола в водном растворе с учетом общей минерализации, кг/тыс. м3:

qв121×DW1/(C1–C2) (21)

17. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для предупреждения г/о в скв-е с водопроявлением с учетом общей минерализации опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3:

G1my=qг1+qk1+qв1 (22)

18. Расход метанола, необх-ый для борьбы с г/о-ем, кг/ч:

а) для скв-ы без водопроявления:

Gm=Qг×Gmy/24 (23)

Установлено, что метанол с к-том образуют азеотропную смесь, начальная t-ра кипения к-й составляет 48 0С. Поэтому в целях снижения потерь метанола с к-том, а также с Г-ом, рекомендуется поддерживать t-ру в трехфазном разделителе С–03В в пределах 42–43 0С вместо 500С.



Поделиться:


Последнее изменение этой страницы: 2017-01-19; просмотров: 64; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.236.171.68 (0.021 с.)