Рисунок 5.4 - График зависимости температуры газа от расстояния при Q = 2,85, L = 10 км.
1 - Тос = 20 0С; 2 - Тос = 0 0С; 3 - Тос = - 35 0С;
4 - кривая гидратообразования
В таблице 5.1 представлены результаты теплового расчета по шлейфам Ямбургского месторождения на 1999 год для двух характерных длин шлейфов (2 км и 10 км) и двух расходов газа по шлейфам, моделирующим соответственно работу 4-х (с сумарным дебитом 2,85 млн. м3/сут.) и 8-ми (5,71 млн. м3/сут.) скважин одного куста в шлейф. Здесь принята средняя проектная производительность скважин, что на практике не всегда реализуется. Весьма существенно отметить, что при заданных расходах газа в шлейфах имеет место дисперсно-кольцевой режим течения газожидкостного потока и обеспечивается непрерывный вынос жидкой фазы (воды, либо водного раствора метанола) из шлейфа. Из рассмотрения видно, что при температуре окружающей среды до минус 20 ˚С и работе шести и более скважин в один шлейф темп падения температуры не превышает 0,5 - 0,6 град/км. Однако при уменьшении производительности шлейфов и при низких температурах воздуха (минус 30 - минус 35 ˚С), температура газа в конце шлейфа может быть на 10 - 14 ˚С ниже температур газа на устьях скважин. Следовательно, гидратный режим работы шлейфов Ямбургского месторождения реализуется в настоящее время (при температурах газа на устьях 12 - 14 ˚С и давлениях 4,8 - 5,0 МПа) главным образом для данных шлейфов и при температуре воздуха ниже минус 20 ˚С.
Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термодинамических параметров системы. Следовательно, количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определяться по уравнению:
G = gж + gг + gк, (5.9)
где gж - количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м3;
gг - количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м3;
gк - количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м3 газа, кг.
Значение gж определяют по уравнению:
gж = W·X2/ (X1 - X2), (5.10)
где Х1 и Х2 - массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;
W - количество воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м3.
Массовая доля ингибитора в исходном растворе (Х1) относится к известным параметрам системы, а в отработанном растворе (Х2) зависит от требуемого понижения температуры гидратообразования газа, природы самого вещества и определяется по формуле:
Х2 =
, (5.11)где М - молекулярная масса ингибитора; К - коэффициент зависящий от типа раствора. Для метанола М = 32, К = 1220.
Если известна величина Х2, то величину понижения температуры гидратообразования для ингибитора определяют по формуле:
∆t =
, (5.12)Значение необходимой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по формуле:
∆t = Тг - Тр, (5.13)
где Тг - температура гидратообразования газа, ˚С;
Тр - температура газа в расчетной точке, ˚С.
После определения ∆t находят значение Х2.
Полученное значение Х2 соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем температура в расчетной точке. Этот раствор не образует гидратов с компанентами газа.
Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле:
W = b1 - b2 + ∆b, (5.14)
где b1 и b2 - влагосодержание газа в начальной и расчетной точках системы соответственно, кг/1000 м3;
∆b - количество капельной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000 м3.
При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе, расход ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, принимают на 10…20 % больше его расчетного значения.
Количество ингибитора, необходимое для насыщения газовой фазы определяют по формуле:
Gг = 0,1∙а∙Х2, (5.15)
где а - отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном растворе.
Для упрощения расчета необходимого количества ингибитора гидратообразования, по представленной выше методике, проведем его с применением ПЭВМ с помощью программы представленной в приложении В. Расчет проведен при тех же условиях и данных, что и при гидравлическом и тепловом расчете шлейфа. Для летних условий расчет не проводился т.к. в летнее время, по расчетам, образование гидратов не наблюдается.
Результаты расчета расхода ингибитора приведены в таблице 5.2
Таблица 5.2 - Результаты расчета расхода метанола
По результатом расчета видно, что в зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствие теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными.
В таблице 6.1 представлены технико-экономические показатели работы предприятия "ЯГД".
