Методика расчета норм расхода метанола

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 8Следующая ⇒

Индивидуальную норму расхода метанола на технологический процесс по каждой установке подготовки газа определяют как сумму норм расхода ингибитора в скважины, в шлейфы скважин и на технологический процесс НТС.

Если для подготовки природного газа не используют низкотемпературные процессы, то для нормирования расхода метанола расчет проводят по скважинам (при возможности гидратообразования в стволе скважины) и шлейфам кустов скважин. В случае дросселирования газа на узле входа шлейфов в УКПГ расчет расхода метанола проводят и перед этим узлом.

При расчете расхода метанола на ингибирование кустов скважин и шлейфов на планируемый год используют данные по технологическим режимам работы скважин на предстоящий период. Определяют номера скважин и кустов, шлейфы которых будут работать с постоянной подачей метанола на устье скважин (термобарические условия в конце шлейфа находятся в зоне гидратообразования). По режимным картам определяют среднемесячную температуру газа на устье скважины и в конце шлейфа, добычу газа и вынос пластовой воды по шлейфам. При отсутствии этих данных обрабатывают рапорты скважин за предплановый год, и делают поправку на снижение пластового давления за предстоящий период. Норму расхода метанола на ингибирование всех шлейфов рассчитывают как средневзвешенную величину на УКПГ за плановый период.

В технологической схеме системы сбора и промысловой подготовки газа выделяют зоны возможного гидратообразования, предусматривают точки ввода ингибитора (точка 1) и «защищаемые» точки (точка 2), безгидратный режим которых обеспечивает защиту от гидратов на всем технологическом участке, а также точки вывода его отработанного (насыщенного) раствора (в большинстве случаев «защищаемая» точка и точка вывода насыщенного раствора ингибитора совпадают). Термобарический режим в технологическом процессе считают заданным. Задача состоит в расчете минимально-необходимого расхода в каждой точке ввода метанола и концентрации метанола, достаточной для предотвращения гидратообразования в защищаемой точке.

Минимально-необходимый удельный расход ингибитора (метанола) G, кг/1000 м3, вычисляют по формуле

гдеG1 - количество поступающего с предыдущего технологического участка в точку 1 водной (водометанольной) жидкой фазы, кг/1000 м3;

X1, Х2- концентрации метанола в водной фазе перед точкой 1 и в точке 2 соответст-венно, % масс.

X - концентрация метанола, подаваемого в точку 1, % масс.;

W1, W2 - (равновесное) влагосодержание газа в точках 1 и 2, кг/1000 м3

Q1, Q2 - содержание ингибитора в газовой фазе в точках 1 и 2, соответственно, кг/1000 м3;

q1, q2 - содержание ингибитора в углеводородном конденсате в точках 1 и 2 соот-ветственно, кг/1000м3.

В практике нормирования метанола формулу (3.1) используют несколько раз по-следовательно вдоль технологической цепочки подготовки газа (при наличии нескольких точек ввода метанола).

С целью определения минимально-необходимой для предотвращения гидрато-образования концентрации метанола в жидкой водной фазе Х2 в точке 2 определяют раз-ность между температурой в защищаемой точке и равновесной температурой гидратооб-разования ΔT, К, при заданном давлении газа

где T2 – температура в защищаемой точке, К;

Tг – температура гидратообразования при заданном давлении, К.

Для определения ΔT необходимо рассчитать равновесную температуру гидратооб-разования газовой смеси (природного газа известного компонентного состава).

Равновесные условия гидратообразования природного газа представляют в виде:

либо

где a, b и с – коэффициенты, определяемые расчетными методами или из экспериментальных данных.

Для расчета равновесных условий гидратообразования разработаны простые инженерные методики.

Для сеноманских газов месторождений Западной Сибири целесообразно использовать следующую зависимость:

где р– давление, МПа (p<12 МПа),

Т – температура, К.

Концентрацию метанола в точке 2 X2, % масс вычисляют из соотношения:

где A – эмпирический параметр, зависящий от давления газа, его состава и структуры образующихся гидратов.

Для природных газов, образующих гидраты структуры I (например, для газов се-номанских залежей газовых месторождений Западной Сибири) расчет параметра А проводят по формуле:

Для природных газов, образующих гидраты структуры II (например, для газов валанжинских залежей газоконденсатных месторождений Западной Сибири) расчет параметра А проводят по формуле:

Зависимости (6) – (8) применимы для концентраций метанола вплоть до

80 %масс.

Из соотношений (6) – (8) величину X₂определяют по значению ΔT итерационно (методом последовательных приближений).

В целях нормирования расхода метанола определение концентрации метанола в защищаемой от гидратов точке 2 допустимо проводить и по упрощенной формуле:

Примечание – Формулу (9) можно использовать вплоть до концентрации метанола в отработанном (насыщенном) водном растворе, равной приблизительно 75 % масс. Формула (9) дает некоторый запас по концентрации метанола в защищаемой точке (по сравнению с более точными зависимостями (4) - (6). При компьютерном моделировании следует использовать схему расчета по зависимостям

(6)-(8).

Добыча газа в некоторых случаях сопровождается выносом скважинами пластовой минерализованной воды. Водные растворы солей также являются ингибиторами гидратообразования. Учет минерализации пластовой воды позволяет экономить метанол при его нормировании. Совместное влияние метанола и мине-рализации пластовой воды на условия гидратообразования определяют по графикам на рисунке 5. Номограмма пригодна для широкого диапазона концентраций метанола и минерализации (хлоридно-натриевой) водной фазы.

Рисунок 5 - Зависимость снижения температуры образования гидратов

от минерализации при различном содержании метанола в водной фазе

Влагосодержание природного газа при равновесии с водометанольным рас-творомW, кг/1000 м3, вычисляют по формуле:

где - активность воды в водометанольном растворе;

W₀ – влагосодержание природного газа при равновесии с чистой водой, кг/1000 м3;

1γ - коэффициент активности воды в водометанольном растворе;

1x - молярная доля воды в водометанольном растворе.

Примечание – Определение молярной доли y паров воды в газе при равновесии с чистой водой можно проводить с использованием уравнений состояния (Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона, Пателя-Тея и др.). При этом пересчет с молярной доли воды в газе y на равновесное влагосодержание следует вести по формуле - .

Коэффициенты активности воды и метанола в водном растворе метанола рас-считывают из уравнений Ван-Лаара:

(11)

где 1 – x = x₁– молярная доля воды в растворе;

x=x₂– молярная доля метанола в растворе (индекс 1 относится к воде, индекс 2 – к метанолу).

Предельные коэффициенты активности γ₁^∞и γ₂^∞ как функции температуры определяют по следующим соотношениям:

Активности воды a₁и метанола a₂вычисляют по формулам:

Молярная доля метанола x и его массовая концентрация X_мас, процент масс., связаны пересчетным соотношением:

Коэффициенты активности воды и метанола в водном растворе метанола можно приближенно определять по графикам на рисунках 6, 7.

Рисунок 6 – Активность воды a1 в зависимости от температуры и концентрации ме-танола в водном растворе

Рисунок 7 – Активность метанола a2 в зависимости от температуры и концентрации метанола в водном растворе

Влагосодержание природного газа при равновесии с чистой водой W0, кг/1000 м3, рассчитывают по зависимости:

где zсм – коэффициент сжимаемости газовой смеси;

р – давление, МПа;

Т – температура, К;

R – универсальная газовая постоянная, 31441,8=RДж/(моль·К);

yi – мольная доля i-го компонента газовой смеси;

αсм, βсм – коэффициенты, вычисляемые по формулам:

где

Таблица 2 – эмпирические коэффициенты для i-го компонента газовой смеси.

α_i, β_i– эмпирические коэффициенты для i-го компонента газовой смеси, причем для:

CH4	β=exp(6,87-0,0093*Т)	α=0,725
C2H6	β=exp(4,649-0,0093*Т)	α=0,6
C3H8	β=exp(7,665-0,00874*Т)	α=0,5
i-C4H10	β=exp(7,91-0,00878*Т)	α =0,4
n-C4H10	β=exp(7,98-0,0088*Т)	α=0,4
C5+в	β=exp(7,8,15-0,009*Т)	α=0,3
N2	β=exp(7,27-0,012*Т)	α=0,8

Для неуглеводородных компонентов природного газа используются следующие зависимости:

Таблица 3 –зависимости для неуглеводородных компанентов

CO₂	β=exp(8,85-0,0117*Т)	α=0,568-0,0008*T
H₂S	β=exp(8,44-0,0091*Т)	α=0,56-0,0009*Т
N₂	β=exp(7,27-0,012*Т)	α=0,8

Расчет коэффициента сжимаемости газовой смеси z_смрекомендуется проводить по ГОСТ 30319.2, в котором приведен исходный код компьютерной программы (алгоритмический язык ФОРТРАН-77), позволяющей проводить расчет с высокой степенью точности.

Содержание метанола в природном газе, равновесного с водными растворами метанола, Q, кг/1000 м3, вычисляют по формуле:

где - метанолосодержание природного газа при равновесии с чистым метанолом, кг/1000 м3;

γ₂- коэффициент активности метанола в водном растворе ВМР,

x - молярная доля метанола в водном растворе ВМР.

Величины x и γ₂ вычисляют по формулам (11) – (15) вычисляют по формуле:

где y – молярная доля метанола в газовой фазе.

Молярную долю метанола в газовой фазе y рассчитывают по следующей зависимости:

где p_s- давление насыщенных паров метанола, МПа;

p – давление, МПа;

R – универсальная газовая постоянная;

Т – температура, К;

β – эмпирический параметр, имеющий смысл второго вириального коэффициента, см3;

V_ж=38,07 – молярный объем метанола, см3/моль.

Давление насыщенных паров метанола p_s, МПа, вычисляют по уравнению Антуана:

Эмпирический параметр β в формуле (3.23) рассчитывают по зависимости:

где 252 К ≤Т ≤313 К.

Потери метанола с конденсатом, q, кг/1000 м3, вычисляют по формуле:

где G_к – количество конденсата, выделившегося на рассчитываемом участке, кг/1000м3,

r – растворимость метанола в конденсате со средней молекулярной массой Mcond.

r вычисляют по формуле:

где растворимость метанола в углеводородном конденсате со средней молекулярной массой, равной 100;

k₁₀₀ – множитель, учитывающий отличие молекулярной массы конденсата от 100 и определяемый по формуле:

Растворимость метанола в конденсате с молекулярной массой 100 при равновесии с ВМР вычисляют по корреляционному соотношению:

(29)

где A– коэффициент, равный 12,2257;

B – коэффициент, равный 3903,6;

T – температура, K;

X - концентрации метанола в ВМР, % масс.

Корреляция растворимости метанола в (нестабильном) углеводородном конденсате (27) справедлива для конденсатов газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Для углеводородных конденсатов, содержащих значительное количество ароматических углеводородов, а также для сернистых конденсатов, расчет величины R необходимо проводить с вводом дополнительного повышающего коэффициента, определяемого экспериментально на конкретном месторождении.

В отдельных случаях возможно образование стойких эмульсий ВМР и углеводородного конденсата. Это обстоятельство следует учитывать при наличии регенерации ВМР (при определении количества ВМР, поступающего на регенерацию).

Норму расхода метанола по шлейфам УКПГ, кг/1000м3, определяют как средневзвешенную величину по добыче газа:

где - норма расхода метанола в шлейф куста скважин, работающего в гидратном режиме; iшH,

- добыча газа за некоторый период времени (месяц, квартал, год) с кустов скважин, шлейфы которых работают в гидратном режиме, млн. м3;

Q_мес- среднемесячная добыча газа со всего промысла, млн. м3;

n - количество кустов скважин, шлейфы которых работают в гидратном режиме.

Норму расхода на шлейф Hш,i, кг/1000 м3, вычисляют по формуле:

где K - Коэффициент запаса на неучтенные факторы, варьирующийся в диапазоне от 1,05 до 1,25 (его конкретное значение определяется статистическим методом и зависит от конкретных условий работы промысла). K

Условия гидратообразования возникают в промысловом оборудовании при резком снижении температуры в теплообменниках, промежуточном и низкотемпературном сепараторах, эжекторе, дросселирующем или другом холодопроизводящем устройстве и определяются индивидуально для каждого гидратоопасного участка технологической цепи.

Расчет расхода метанола для установки низкотемпературной сепарации производят в соответствии с технологической схемой установки и осуществляют для каждой технологической нитки. Рассчитанные расходы метанола для каждого участка рассматриваемой технологической нитки суммируют.

Норма расхода метанола на технологический процесс установки НТС определяют как произведение расчетного удельного расхода метанола на коэффициент запаса K.

Норма расхода метанола на НТС определяется как средневзвешенная величина по добыче газа и определяется аналогично (30).

Нормирование производственных потерь метанола, таких как потери, при хранении от испарения; утечки в коммуникациях и потери при ремонтных работах; потери при перевозке и перекачке, при невозможности использования аналитических способов следует вести статистическим методом.

При использовании метанола для заполнения межтрубного пространства простаивающих скважин норму его потерь (по месторождению) H_пф, кг/1000 м3, определяют по формуле:

где G_скв- количество метанола (95 % масс.), необходимого для заполнения межтрубного пространства одной скважины, т;

n - количество обрабатываемых простаивающих скважин за период времени, выбранный для нормирования (месяц, квартал или год);

Q_Σ- объем добываемого газа на УКПГ, млрд. м3 за рассматриваемый период времени.

Норму потерь метанола при освоении и продувке скважин при выходе их из капитального ремонта или бурения Hосв, кг/1000 м3, вычисляют по формуле:

где g_скв – суточный расход метанола на освоение (продувку) одной скважины, т/сут (определяется экспериментально по промысловым данным);

t – время продувки скважины, сут.;

m – количество осваиваемых скважин за выбранный для нормирования период времени (месяц, квартал или год);

Q – объем добываемого газа на УКПГ, млрд. м3 за рассматриваемый период времени.

При хранении, транспортировке метанола, а также при некоторых процедурах утилизации метанольных растворов может возникнуть возможность выбросов паров метанола в атмосферу, например: при сливе метанола из транспортных цистерн, из приемных и технологических резервуаров, от запорно-регулирующей арматуры и т.д. Для расчета потерь метанола от выбросов метанольных паров в атмосферу используют Методические указания и ВРД 39-1.13-051-2001.

При вторичном использовании насыщенного (отработанного) метанола средних и умеренновысоких концентраций X_нас(ВМР в диапазоне концентраций от 55 до 80 % масс.) на ингибирование систем сбора газа следует осуществлять пересчет его количества на 95 % масс., как если бы возвращался в цикл метанол, концентрации 95 % масс.

Величину возвращаемого в технологический процесс метанола Н_втор, кг/1000 м3, рассчитывают по формуле:

где – корректирующий (понижающий) коэффициент, связанный с особенно-стями ингибирования метанолом средних концентраций;

М_нас- концентрация возвращаемого в цикл насыщенного метанола, % масс.;

−возвудельное количество возвращаемого в цикл насыщенного метанола, кг/1000 м3.

Коэффициент рассчитывают по формуле:

Вторичное использование насыщенного метанола для ингибирования шлейфов может осуществляться при его концентрации выше 50 % масс. ВМР более низкой концентрации подлежит регенерации и/или отдувке.

Принципиальная технологическая схема низкотемпературной сепарации представлена на рисунке 4.

1, 2 - сепараторы первой ступени; 3 – низкотемпературный сепаратор; 4. 8 - разделители; б – рекуперативные теплообменники; 7 - дроссель. I - пластавый газ; II - газ сепарации;III – Нестобильный конденсат

Риснок8 – Технологическая схема низкотепературной сепарации.

В соответствии с технологической схемой УКПГ газ проходит последовательно три сепаратора: 1-ой ступени (С-1), промежутсчный (С-4) и низкотемпературный (С-2) Перед промежуточным и низкотемпературным сепаратором газ охлаждается обратным потоком охлажденного газа в теплообменниках Т-1 н Т-2, после чего дросселируется перед низкотемпературным сепаратором. Параметры работы УНТС представлены в таблице 4. Состав гага сепарации представлен в таблице 5.

На УКПГ работают 2 технологические нитки с производительностью 5 000 тыс.м³/сутки (150 000 тыс. м³месяц ).

С целью определения условий гидратообразования необходимо знать состав газа на каждой ступени сепарации. В рамках нормировання расхода метанола допустимо рассчитывать условии гидратообразования, определяя хроматографнчесыи состав только газа сепарацин (газ после низхотемпературного сепаратора). Условия гндратообразования для промежуточного сепаратора допустимо вычислять посредством сдвига па тепптературе на полградуса вверх (по отношению к температуре гидратообразования в низкотемпературном сепараторе), а для первичного сепаратора - посредством сдвига на один градус. Концентрация исходного (свежего) метанола для целей нормировання задается равная 95% масс.

Таблица4 — Параметры работы УНТС

Точка технологи- ческой схемы	Давление Р, МПа	Темперетура Т, °С	Количество нестабильного конденсата g в газе/м³	Малекулярная масса конденсата
Сепаратор 1-ой ступени С-1	12	26	50	75
Промежуточный сепаратор С4	12	15	10	75
Теплообменник Т-2	12	10 - (-7)	0+20	50
Сепаратор II ступени С-2	7,5	-25	40	50

Таблица5 – Состав газа сепарации

Компонентный состав. мол. %
СН4	С₂Н₆	С₃Н₃	C₄Н₁₀	n-С₄H₁₀	i-С₅Н₁₀	n-С₅Н₁₂	С	24
91,54	4,88	1,89	0,39	0.39	0,09	0.08	0,16	0.58

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 4170; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!