Определение расхода нелетучего и летучего ингибитора.

Вводимы в системы ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах. Для определения необходимого кол-ва нелетучего ингибитора гид-ния необходимо обладать данными: 1) кол-во воды, в жидком состоянии и конденсирующейся в газопроводе на участке гидратообразования – mВ, 2) равновесной тем-рой гид-ния – tГ , 3) фактической температурой газа в газопроводе – tФ . Необходимое снижение тем-ры гид-ния: Dt = tГ - tФ . По полученному Dt с использованием графиков (рис 1 и 1’) определяется необходимая концентрация ингибиторов в водном растворе, обеспечивающая необхдимое снижение температуры гид-ния при заданной концентрации ингибитора – С2. Когда на участке газопровода из газового потока выпатает влага и имеется условие накапливания воды при наличии условий существования гид-тов, осуществляется постоянный ввод ингибитора. Удельный расход нелетучего ингибитора из матер-ного баланса: qH=(W1-W2)C2/(C1-C2), где W1,W2 - влагосодержание газа поступающего в газопровод и выводимого из него соот-но, г/см3, C1,C - массовая концентрация вводимого и выводимого раствора ингибитора, %. При определении W1 необходимо учитывать не только пары воды, насыщающие газ, но и капельно-пленочную, находящуюся в газопроводе. При отсутствии фактических данных о кол-ве капельной влаги в системе расход ингибитора необходимого для насыщения жидкой фазы принимают на 10…20 % больше его расчетного значения. При отрицательных рабочих температурах газа необходимо проверить возможность замерзания раствора ингибитора гидрато-ния. Проверка осуществляется по найденному С2 с помощью графиков. Если температура замерзания раствора ингибитора выше температуры газа, то необходимое количество должно быть таким чтобы не допустить его замерзания. Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора

Метанол 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 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 Газа: 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 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:

qк=Ск×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: Gmу=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=0,2118×10-3(С21)2–0,2682×10–2(С21) +0,254710-1 (19)

15. Сод-е метанола в к-те с учетом общей минерализации воды, кг/тыс. м3: qk1=Ck1×Qk×rk/Qг (20)



16. Сод-е метанола в водном растворе с учетом общей минерализации, кг/тыс. м3: qв1=С21×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:

G1m=qг1+qk1+qв1 (22)

18. Расход метанола, необх-ый для борьбы с г/о-ем, кг/ч: а) для скв-ы без водопроявления:

G=Qг×Gm/24 (23)

б) с водопроевлением: G1=Qг×Gm1/24

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.

11. Методы ликвидации гидратных пробок. Общие требования к проведению работ….

Выбор методов ликвидации гидратов опр-ся местом их накопления, кол-вом и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации. При частичной закупорке, при ликвидация гидратов используют Г для транспорта ингибитора или теплоносителя и для выноса продуктов разложения гидрата. Полное перекрытие осложняет ликвидацию гидратов, т. к. требуется постоянное удаление жидкой воды и обновление свободной поверхности разложения гидратов. Общие требования к проведению работ по ликвидации гидратов. 1. Для предотвращения полной закупорки сечения необх-м постоянный контроль за работой оборудования (давление). При увеличении Р > чем в 2 раза следует выяснить причину нарушения режима. 2. При установлении места образования гидратной пробки в первую очередь надо нарушить сплошность гидратов: подогревом ГПр-а, подачей ингибитора и т.д. Сплошную гидратную пробку необх-о разрушить с ее крыльев. Нельзя подогревать или вводить ингибитор в сплошное тело пробки, т. к. разложение гидрата в замкнутом объеме может привести к резкому локальному росту Р и разрыву трубопровода. 3. При ликвидации гидратов при t»0oС, снижение Р на участке с гидратами следует проводить только после подачи соответствующего кол-ва теплоносителя или ингибитора, чтобы исключить снижение t-ры до 0oС, исключить замерзание воды. 4. При ликвидации гидратов любым методом, связанным с накоплением воды вместо гидратов, следует удалить воду из участка ГПр-а. При этом воду необх-о отбирать из нижней части ГПр-а на участке с минимальной отметкой. Метод снижения Р. Этот метод один из Наиболее доступных методов ликвидации накопившихся гидратов, к-й проводится при отключенном с двух сторон участке. При этом давление на участке снижается до атмосферного за счет выпуска Г в атмосферу. С уменьшением Р в системе, содержащей гидрат и нек-е кол-во свободной воды при положительных t-рах, начинается диссоциация гидрата с поглощением тепла. Энергия, необх-ая для разложения гидрата отбирается от окружающей среды и, в первую очередь, от грунтовой воды, что сопровождается понижением t-ры воды. В тот момент, когда t-ра системы достигает 0 оС, необх-ая энергия для диссоциации гидрата обеспечивается за счет тепла, выделяющегося при замерзании свободной воды, и воды, выделившейся из гидрата при снижении его t-ры от начальной до 0оС.

Метод повышения t-ры гидрата: Разрушение гидрата в ГПр-е может быть проведено за счет теплоносителя, передающего необх-ого кол-ва тепла. Конечная t-ра воды после разложения гидрата д. б. > 0oС. Начальная t-ра воды: tе=L1/(Mh–Ch×to)/(Kв×Св) (1)

где L1 – теплота пр-са г/о при положительных t-рах, кДж/моль; Мh – мол-лярная масса гидрата; Сh – теплоемкость гидрата; to – начальная t-ра гидрата; Св – теплоем-ть воды Св=4,18 кДж/(кг×оС)

Коэффициент краткости воды: Кв=mв/mh (2)

где mв, mh – соответ-но масса воды и гидрата.

Порядок проведения работ методом повышения t-ры гидрата следующим: 1) Обязательно отключают участок ГПр-а с двух сторон; 2) В участок с гидратом закачивают расчетное кол-во воды; 3) Снижают Р участка до Ратм. При наличии сплошной гидратной пробки подают воду и снижают Р с двух сторон гидратной пробки; 4) Удаляют воду из ГПр-а после снижения Р до Ратм и разложение гидратов; 5) Проводят пр-сы подачи воды, разложение гидрата и удаление воды из ГПр-а в зимнее время в кротчайшие сроки. Использование ингибиторов для полного разложения гидрата. Это один из наиболее интенсивных методов ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта Г. При этом разрушение гидратов проводят без длительной выдержки ГПр-а после подачи ингибитора. Ингибитор подают при снижении Р до Ратм. t-ра вводимого раствора ингибитора: tp=L1/Mh–Ch×(to–tk)/(Kp×Cp) (3)

Коэффициент кратности вводимого раствора по отношению массы раствора ингибитора к массе гидрата mh: Кр=mp/mh (4)

Теплоемкость раствора ингибитора:

Cp=Cв(100–Wо)/100+Си×Wо/100 (5)

где Си – теплоемкость чистого ингибитора, кДж/(кг×оС); Wо – начальная массовая концентрация ингибитора, %. Конечную t-ру tк в уравнении (3) принимают не ниже t-ры замерзания раствора ингибитора, определяемой по уравнения (6) или кривыми на рис. 4, 5. tк= –(a×Wk2+в×Wk) (6) где а, в – постоянные величины для данного ингибитора. Конечная концентрация ингибитора после разложения гидрата: Wкон=Wo/(1+b/Кр) (7)

b=18×n/Мк (8) где n – отношение числа мол-л воды к числу мол-л Г в моле гидрата.

Приведенные графики могут быть использованы для опр-ия необх-ого кол-ва ингибитора при заданном знач-и его начальной t-ры или необх-ой t-ры раствора при выбранном знач-и коэффициента кратности.

12.Процесс парафинизации и методы борьбы с парафиноотложениями….. Пар-ны могут отклад-ться за счет: 1) возникновения и роста кристаллов пар-на на пов-ти трубы; 2) сцепления с поверхностью образовавшихся в потоке частиц твердой фазы. Для понимания мех-ма накопления пар-нов нужно выяснить: 1) влияние природы поверхности материала оборуд-я на силы сцепления, возникающие м/у кристаллами и поверх-тью; 2) влияние изменения гидродинам-х пар-ров на отложение пар-нов при движении у/в-го сырья; 3) влияние воды, АСПО, мех. примесей, растворимых легких УВ, пузырьков Г, сернистых соединений, t-ры и Р, состава твердых пар-нов; 4) накопление пар-новых отложений как в начальном периоде, так и в последующем, осуществляемое за счет возникновения и роста кристаллов пар-на непосредственно на поверхности и образовавшейся смоло-пар-новой прокладке; 5) скопление кристаллов пар-на при снижении растворяющей способности, образующие на любой поверхности; 6) сдвиг пар-новых отложений с поверхности, предшествующих их срыву. Пр-с образования пар-новых отложений сопровождается адсорбцией, кристаллизацией, коагуляцией, сокристаллизацией пар-нов и др. Пр-с адсорбции относится к поверх-м явлениям, протекающим на границе раздела соприкас-ся фаз: ж-ть – твердое тело. В результате адсорбции на поверхности твердого тела формируется слой мол-л и атомов, способных удерживаться на ней. При этом справедлив ряд закон-тей: 1) чем лучше среда растворяет адсорбтив, тем хуже идет пр-с адсорбции; 2) чем больше теплоты выделяется при смачивании твердой поверхности средой, тем хуже идет пр-с адсорбции растворенного вещества; 3) преимущественно адсорбируется то вещество, к-е на границе раздела фаз в большей степени выравнивает разность полярностей контактирующих фаз. Сила взаимод-я контакт-х фаз max для полярных вещ-в и минимальна для неполярных. Пар-н относится к неполярным веществам. Ориентация неполярных мол-л на поверх-ти металлов ввиду малой энергии их связи нарушается механ-м возд-ем или тепловым движением и становится возможной миграция ад-ных мол-л на поверхности ад-та. Ад-но активными при контакте у/в-го сырья с твердой фазой являются смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты. Однако в отличие от нефти, присутствие в у/в-ых к-тах указанных комп-тов незначительно, поэтому и влияние их на пр-с ад-и гораздо слабее. Основные факторы, влияющие на пр-с пар-низации t-ра оказывает наибольшее влияние на равновесие ж-ть – твердая фаза. Раств-ть пар-на сильно зависит от t-ры и уменьш-ся с увеличением t-ры плавления пар-новых фракций. Уменьшение интенсивности отложения пар-на может быть достигнуто за счет увеличения ск-ти потока, либо за счет снижения критич-го напр-я пар-на на границе с потоком жидкости(dn–n) или критич-го напр-я пар-на на границе со стенкой трубы (dn–т). В начале с ростом ск-ти потока при сохранении ламинарного режима течения интенс-ть запар-нирования возрастает, а достигнув макс-ма, сниж-ся. B=Bo×e–10,2(Q×z/x3)0,363×(DP×x2)0,51×(t/to)1,38×(g×x3/Bo)0,045×(D/x)0,078 (турб. режим) B=Bo×e–1,19(Q×z/x3)0,016×(DP×x2)0.,4×(t/to)10,66×(g×x3/Bo)0,23×(D/x)1,64 (ламин. режим) где В, Во – кол-во пар-на, отложивш-ся в трубопроводе и содерж-ся в растворенном состоянии соотв-но; t, tо – t-ра потока в рассматр-м сечении и окруж-й среды соответст-но; z – время пар-низации; DР – потеря давления в трубопроводе; g – плотность пар-носодержащего продукта; D, х – Æ и расстояние до соответствующего сечения соотв-но; Q – производительность трубопровода. Режим потока у/в-го сырья влияет на интенсивность пар-ноотложений. Отложения пар-на увеличиваются при структ-м режиме с ростом критерия Rе, а при турбулентном – с уменьшением знач-я Re. В форм-нии пар-на большую роль играют Г-овые пузырьки, к-е транспорт-ся с потоком у/в-го сырья. Мол-лы воды, очевидно, являются центрами кристаллизации и способствуют агрегированию частиц пар-на с образованием гетерогенной системы ниже t-рных характеристик у/в-го к-та. Сравнительный анализ различных методов борьбы с пар-ноотлож-ми. Использ-е различного рода присадок по сравнению с другими способами позволяет 1)облегчить пуск к-топровода; 2) уменьшить или полностью исключить смешивание пар-нистого и непар-нистого у/в-го сырья для снижения t-рных хар-к; снизить запар-нивание всего технол-го оборудования; сохранить при транспорте у/в-го сырья тугоплавкие пар-ны. Применение присадок решает проблему на всем пути сырья от скв-ны до перерабатывающего завода. Широкое применение на нек-х мест-ях нашли реагенты – растворители (частичное растворение или диспергирование отложений и последующее их разрыхление, из-за чего отложения могут выносится потоком сырья). Для удаления АСПО исп-ся различные растворители (горячая нефть, Г-овый к-т, аромат-е углеводороды), но они малоэфф-ны при большом кол-ве отложений. В промышл. усл-х исп-ют также спирты, керосин.Фактор образования пар-ноотложений, является выкристаллизовывание твердой фазы из насыщенного раствора у/в-го сырья при изменении t-ры, образование и накопление кристаллов пар-на приводит к агрегир-ю, и в результате образовавшиеся кристаллы отклад-ся на поверх-ти оборуд-я. Для предупр-я этого явления использ-ся вещ-ва, замедл-е пр-с кристаллизации пар-на (депрессаторы, модификаторы).

13. Методы борьбы с солеотложениями в пр-се добычи и подготовки газа…

Поступлении пл-ой воды (сильно минерализованной) в скв-ны, вызывая серьезные затруднения в эксплуатации. В пл-ой воде распространены: NaCl, MgCl, CaCl, карбонаты (СаСО3, MgCO3) и бикорбанаты, сульфаты (СаSO4), окислы и гидроокиси железа. Эти соли выпадают из раствора при изменении т/д-х усл-й. Для предварительного планирования мероприятий по предупреждению отложений солей необходимо иметь сведения о составе пл-ой воды к началу разр-и месторождения, об изменении количества добываемой пл-ой воды по годам разр-и и ее состава. Отрицательное воздействие солей на работу технологического оборудования. Отложение солей наблюдается в фонтанной арматуре, шлейфах, сеп-рах на УКПГ. Отложения солей приводят к частым остановкам для ремонта и замены оборудования. Накопление солей в аб-те приводит к осаждению их на поверхностях теплообмена, что отражается на производительности уст-к регенерации аб-та и на качестве регенерированного продукта. Отложения солей в трубах и оборудовании промыслов, где добывается Г, содержащий H2S и СО2 – блокируют металл, препятствуя проникновению ингибиторов коррозии. На установках регенерации метанола отложения солей ухудшают режим работы, приводят к потерям метанола, снижению производительности и уменьшению концентрации регенерированного продукта. Факторы, вливающие на отложение солей. Основными причинами солеобразования является: снижение Рпл и tпл в пр-се отбора Г из скв-ны и смешение минерализованных пл-ых вод с метанолом. По мере продвижения пл-ой воды от забоя к устью снижаются Р и t, это способствует выпадению солей. Выпадение СаСО3 связано обычно с нарушением карбонатного равновесия, так как в результате снижения Рпл из рассола десорбируется растворенный СО2. Потеря раствором какой-то части СО2 резко смещает карбонатное равновесие в сторону образования СО2 для восполнения потери и, соответственно, образования нерастворимого осадка СаСО3. Интенсивное отложение гипса происходит при смешивании попутно-добываемых вод разных горизонтов, когда в одной воде – высокое сод-е ионов кальция, а другой – сульфат – ионов. Кроме того, падение Р по мере эксплуатации скв-ны повышает упругость паров пл-ой воды и способствует ее испарению и повышение концентрации солей в растворе, которые затем выкристаллизовываются и образуют солеотложения. При смешивании минерализованных пл-ых вод с метанолом происходит активное обрастание труб солевыми отложениями, представленными, в основном, солями щелочных и щелочноземельных металлов. Это объясняется тем, что мол-лы метанола активно присоединяют мол-лы воды, образуя довольно прочные водородные связи м/у водородом воды и кислородом гидроксила. В результате солевой раствор становится перенасыщенным, и из раствора начинают выпадать кристаллы солей. Кроме того, метанол реагирует с ионами щелочных металлов, образуя алкоголяты: СН3ОН+Nа+«СН3ОNa+Н+,

которые являются более сильными основаниями по сравнению с NaОН и КОН и поэтому в их среде легко выпадают кристаллы солей. При высоких t-рах на установках регенерации ДЭГа (метанола) происходит активное отложение NaCl и солей жесткости на жаровых трубах в колоннах огневой регенерации и на трубах испарителя в установках паровой регенерации. Это ведет к ухудшению теплообмена, прогоранию и коррозии жаровых труб. Причиной солеотложения в данном случае является понижение растворимости солей в гликолях при повышении t-ры и концентрации гликолей. На пр-с солеотложения влияют ск-ть движения газожидкостного потока, влагосод-е Г, состояние поверхности труб, материалы труб. Сравнительная эффективность различных способов борьбы с отложениями солей. Методы борьбы с отложением солей подразделяются на физические и химические. Физические методы основаны на применении магнитных, электрических (высокочастотных) и акустических (распространение ультразвуковых волн) полей. Физические методы предупреждения солеотложения пригодны для защиты отдельных узлов оборудования, работающих в зонах наиболее интенсивного отложения солей. Широкое внедрение эти методов сдерживается отсутствием обоснованных границ их применение и противоречивостью результатов опытно-промышленных испытаний. Химические методы. К основным химическим методам обработки воды относятся: умягчение воды посредством ионного обмена и применение химических реагентов – ингибиторов солеотложения, получило наибольшее распространение для борьбы с солеотложениями. Наиболее перспективными являются фосфорорганических комплексоны из класса аминоалкиленфосфоновых

14. Способы разрушения отложения солей….

По своему химическому составу солевых отложения подразделяются на растворимые и нерастворимые. Нерастворимые солеотложения – это сульфаты и карбонаты кальция, магния, бария, железа и т.д., растворимые – отложения, состоящие, в основном, из хлоридов натрия и калия. Наиболее сложной является проблема с солеотложениями в скв-нах. Существует два пути борьбы с отложениями солей. Первый – разрушение уже выпавшей фазы, и второй – предупреждение образования солеотложений. Удалять выпавшие отложения можно механическим путем (разбуриванием солевых пробок) и термохимическим (размывом отложений). Термохимический способ, по сравнению с механическим, намного эффективнее, так как > тщательная очистка позволяет полностью восстановить дебит скв-ны и время м/у обработками увеличивается до 20-40 сут. В качестве промывочного раствора (для удаления гипса) используют смесь 27 %-ной соляной кислоты (1,5 м3) и хлорида натрия (400-500 кг), растворенных в 1 м3 воды, нагретой до 60 0С.

Кроме этого, для ликвидации отложений гипса в скв-нах используют состав на основе динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (триалон Б) – (9,1-23,1 %), гидроокиси натрия (0,9-9,1 %) и воды (остальное). Однако необх-о отметить, что при опр-ной эффективности вышеприведенных способов, удаление уже отложившихся солей является энерго – и трудоемким пр-сом. Кроме того, термохимическая (кислотная) обработка вызывает коррозию оборудования. Поэтому в настоящее время большое распространение получили химические методы предотвращения образования солеотложений с помощью ингибиторов. При правильном выборе типа ингибитора, соблюдении технологии его применения и обеспечении постоянной концентрации достигается высокий эффект защиты оборудования и трубопроводов от солеотложения. Физико-химическая характеристика комплексонов и их применение. Эффективными ингибиторами солеотложения являются комплексоны класса аминоалкиленфосфоновых кислот. Это вещества, имеющие в составе фосфоновые группы – Р(О)(ОН)2 и образующие высокоустойчивые растворимые комплексные с ионами большинства металлов различных групп. В настоящее время Наиболее распространенными и широко внедряемыми комплексонами является нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), (2-окси-1,3-пропилендиамин) – тетраметиленфосфоновая кислота (ДФП-1) и оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ). Эти реагенты выпускаются отечественной промышленностью. Они хорошо растворимы в воде, эффективны при высоких температурах, до 200оС (ОЭДФ до 130 оС) и в широких интервалах рН от 1,5 до 9, высокоустойчивы к гидролизу. Это обуславливается наличием прочной связи атомов углерода и фосфора, которая не разрушается доже при кипячении фосфоросодержащих комплексонов с соляной кислотой или едким натром. Они разлагаются до ортофосфатов только в специальных усл-ях: при воздействии сильных окислителей и повышенной температуре.


7167340125141565.html
7167371343296080.html
    PR.RU™