Расчет распределения давления и температуры по длине шлейфов

β= 1,1342·10 ^–3 + 1,13635·10 ^–5 t + 0,8741·10 ^–8 t²,          (3.1) 

где t – температура метанола, ⁰С.

      Изменение молярной теплоемкости жидкого метанола в интервале температур от 0 до 50 ⁰С определяют по уравнению: 

C_p = 18,224 + 0,04486 t,                                 (3.2) 

где C_p – молярная теплоёмкость метанола.

      Метанол-сырец  и метанольная фракция – технические сорта метанола, получаемые в качестве побочных продуктов при производстве метанола (1-й сорт) и на гидролизных заводах при очистке этилового спирта-сырца (2-й сорт или метанол-сырец).

      Гликоли - в качестве ингибиторов гидратообразования в газовой промышленности применяют: этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Данные абсорбенты используются в основном в качестве сорбентов влаги при осушке природного газа.

      Также в качестве ингибиторов гидратообразования применяют этилкарбитол (побочный продукт производства гликолей), эфироальдегидную фракцию (побочный продукт производства синтетического этанола из этилена), хлористый кальций CaCl_2.

 

3.3 Технология ввода ингибиторов

 

      Для предупреждения отложения гидратных  пробок ингибитор должен вводиться  в поток газа ранее места возможного гидратообразования. В скважину ингибитор обычно вводится на забой через затрубное пространство, если отбор газа ведется по фонтанным трубам, или через колонну насосно-компрессорных труб, если газ отбирается по затрубному пространству.

      Подача  ингибитора в скважины и шлейфы в  настоящее время ocуществляется по индивидуальной схеме, т. е. от каждой скважины до группового сборного пункта прокладывается свой ингибиторопровод, который подключается на групповом сборном пункте к индивидуальному дозировочному насосу. Такая схема, безусловно, является работоспособной, однако она имеет существенный недостаток, заключающийся в трудности обслуживания большого количества насосов. Кроме того, на каждую скважину или, возможно, на группу скважин надо иметь по резервному насосу на случай выхода из строя основного насоса.

      Более экономична и удобна для работы централизованная схема подвода ингибитора к скважинам с одним насосом и регуляторами расхода на линиях, ведущих к каждой из скважин. Эти регуляторы предназначены для строгого дозирования количества ингибитор подаваемого в каждую скважину в зависимости от режима ее работы. Подробно такая схема будет рассмотрена ниже.

      Для борьбы с гидратами в стволах  скважин в условиях северного  Сахалина в настоящее время наиболее приемлемым остается метанол. Его существенные недостатки - дороговизна и токсичность - искупаются несомненными преимуществами - высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки, малой вязкостью и низкой температурой замерзания. Последнее обстоятельство и определяет в первую очередь возможность его широкого распространения на северном Сахалине.

      При этом нельзя упускать из виду следующие  факторы: трудность и высокую  стоимость доставки огромных количеств  метанола на промысла северного Сахалина за кратковременный период навигации, удаленность химических комбинатов, производящих метанол, а также что весь используемый метанол безвозвратно теряется.

      Подача  по ингибиторопроводу раствора хлористого кальция исключается, так как при дроблении соли и приготовлении раствора в нем могут оставаться крупные куски, нарушающие нормальную работу ингибиторопровода. Кроме того, самая низкая температура замерзания раствора CaCl₂ составляет минус 55 °С. При приготовлении раствора всегда возможны отклонения от оптимальной концентрации на 1 - 2 %. В этом случае уже при температуре ниже минус 40 °С возможно выпадение твердой фазы - кристаллов льда или хлористого кальция, которые могут закупорить ингибиторопровод.

      Более перспективно применение раствора хлористого кальция в процессе освоения и опробования скважин. В большинстве случаев «замораживание» скважин на месторождениях северного Сахалина происходило и происходит именно в ходе их освоения.

      Рассмотрим  теперь конкретные схемы для подвода  ингибитора к устью скважин. На рисунке 3.1 приводится централизованная схема подачи в скважины и шлейфы метанола. Поршневой насос 1, развивающий давление примерно на 1,0 МПа выше первоначального на устье скважин, забирает через фильтр 2 из емкости 14 метанол и подает его по линии 3 в буферную емкость 4, на которой имеется предохранительный клапан 5 и патрубки 6, количество которых определяется количеством подключаемых к сборному пункту скважин. Из буферной емкости ингибитор по трубопроводам 10 распределяется по скважинам.

      На  каждом ингибиторопроводе 10 устанавливаются вентили 7, 8, а между ними - дроссель с регулятором 9 типа Г55-31*. Указанный дроссель с регулятором позволяет производить широкую регулировку расхода ингибитора независимо от давления, имеющегося на устьях скважин. 
 
 

        
 
 
 
 
 
 
 
 

      Ингибиторопроводы 10 имеют различную протяженность, поэтому при выборе насосов должен приниматься самый длинный ингибиторопровод и самая высокая суммарная производительность его. Из трубопровода 10 ингибитор поступает в метанольный бачок 11, откуда часть его поступает в фонтанные трубы скважин, а другая часть - в шлейф.

      Распределение ингибитора в ствол скважины и шлейф должно осуществляться автоматическим устройством, основные требования к которому сводятся к следующему:

      - автоматическое устройство ввода  ингибитора должно обеспечивать  надежную и бесперебойную работу скважин и работать в наиболее экономичном режиме;

      - ввод ингибиторов должен своевременно изменяться при начале и прекращении гидратообразования;

      - при авариях в отдельных узлах  устройства или отсутствии ингибитора  в рабочей емкости должен подаваться  сигнал аварии на щит операторской.

      - количество ингибитора должно минимально изменяться при колебаниях температуры наружного воздуха;

      - автоматическое устройство для ввода ингибиторов должно быть простым по конструкции и надежным в эксплуатации в любое время года.

      В настоящее время еще не имеется  таких простых и надежных автоматических устройств, отработанных в условиях Севера, поэтому распределение ингибитора у устья скважины должно осуществляться вручную при помощи игольчатых вентилей 12 и 13, условно показанных на рисунке 3.1.

 

3.4 Требования к проведению работ по ликвидации гидратов

 

      1. Образованию сплошной гидратной  пробки, перекрывающей полное сечение аппарата или трубопровода в системе добычи и транспорта природного газа, необходим постоянный контроль за работой технологического оборудования, особенно в пусковой период времени (пониженные участки газопровода; места дросселирования газа; участки с параметрами природного газа, близкими к условиям существования гидратов). Процесс накопления гидратов на каком-либо участке характеризуется основным параметром -  ростом перепада давления на нём.

      2. После определения места накопления  сплошной гидратной пробки следует приступить к нарушению её сплошности либо путем нагрева данного участка газопровода, либо путем подачи ингибитора. Разрушение гидратной пробки производят первоначально с её крыльев. Не следует осуществлять подогрев или подачу ингибитора в сплошное тело гидратной пробки. В этом случае произойдет разложение гидрата в замкнутом объёме, что ведет к резкому локальному росту давления и как следствие – разрыву газопровода.

      3. При температурах, близких к 0 ⁰С, снижение давления на участке с гидратной пробкой осуществляют только после подачи определенного количества теплоносителя или ингибитора гидратообразования. Данный технологический приём позволяет избежать снижения температуры до 0 ⁰С, позволяет избежать замерзания воды, выделившейся при разложении газогидрата.

      4. При всех случаях устранения  гидратных пробок, образованных  за счёт накопления воды (кроме  метода сублимации), первоначально  следует удалить воду с нижней  части газопровода с минимальной  отметкой и только после этого ликвидировать гидраты.

      5. Для исключения замерзания воды  и растворов ингибиторов в  газопроводе в зимний период ликвидацию гидратных пробок следует осуществлять в наикратчайшие сроки.

 

4 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов [5]

 

      Газосборная сеть выполнена по однотрубной системе трубопроводов диаметром 114 мм. Принята подземная прокладка трубопроводов (1,0 м от поверхности земли).

      Технологическое оснащение газосборной сети включает в себя:

1. газопроводы-шлейфы от скважин до УКПГ;
2. индивидуальные линии подачи  метанола на устье скважин.

      Гидравлический  и тепловой расчет шлейфов производим для определения возможности образования гидратов. Для расчета выбраны шлейфы четырех скважин № 26, 27, 28, 29 месторождения Усть-Томи, имеющие следующие характеристики, таблица 4.1

      Порядок расчета следующий.

      Зная  компонентный состав природного газа, определяем псевдокритические параметры Р_пк, Т_пк, а также плотность газа в нормальных условиях.

                                                        (4.1)

                                                     (4.2)

                                                       (4.3) 

      По  известным данным Т_пк и Р_пк определяем приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях: 

       , К                        , МПа                          (4.4)

 

     

Таблица 4.1 Исходные данные для гидравлического и теплового расчета шлейфов