Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
е времена года все шлейфы работают в безгидратном режиме. Это объясняется прежде всего понижением давления на устье скважин. В начальный же период эксплуатации все шлейфы, даже небольшой длины работали в гидратном режиме практически круглогодично (рис. 5.18).
Рис. 5.18 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №509 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,2 млн.м3/сут и длине шлейфа 1,384 км. ( В начальный период эксплуатации при устьевом давлении 11 МПа и устьевой температуре примерно 287 К)
Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.
5.3. Раiет количества ингибитора
.3.1 Теоретические основы раiёта количества ингибитора
Прежде всего, остановимся на методике раiета ингибиторов гидратообразования, основанной на соотношениях материального баланса и учитывающей основные особенности нормирования антигидратных реагентов.
В последние годы методика раiета расхода ингибиторов гидратообразования была значительно усовершенствована использованы корректные соотношения материального баланса.
Однако соответствующие уточнения и особенности применения ингибиторов еще не нашли должного отражения в монографиях, учебных и методических пособиях и, как следствие, не всегда в полной мере учитываются при проектировании обустройства новых месторождений и реконструкция действующих систем добычи газа. До сих пор продолжается использование не вполне корректных соотношений материального баланса (в том числе и для случая индивидуального ингибитора), иногда применяются даже качественно неверные зависимости по растворимости воды и метанола в сжатом газе, неточно задаются термодинамические условия гидратообразования и влияния ингибиторов на эти условия и т.д.
Поэтому представляется целесообразным кратко обсудить результаты и перспективы дальнейшего развития методической основы раiетов расхода ингибиторов и особенностей их нормирования на газопромысловом предприятии.
Выберем в технологической схеме сбора или промысловой подготовки газа две точки: первая (индекс - 1) - место ввода ингибитора, вторая (индекс - 2) - место, где требуется предотвратить образование гидратов (защищаемая точка).
Для вывода системы уравнений, описывающих расход смешанного ингибитора гидратообразования в точке 1 и обеспечивающих безгидратный режим в точке 2, используются три условия материального баланса по воде, летучему и нелетучему компонентам ингибитора, отнесенные к единице массы (или объема) газа. При этом учитываются возможность поступление на рассматриваемый технологический участок 1- 2 вместе с природным газом и ингибитора гидратообразования с предыдущего участка (как жидкой, так и в газовой фазе), а также растворимость ингибитора в газе, нестабильном углеводородном конденсате (предполагается неограниченная растворимость ингибитора в воде). Следовательно, рассматривается, по существу, наиболее общий случай, имеющий место в отечественной газопромысловой практике. Некоторые возможные обобщения и расширения методики отмечены ниже.
Примем следующие обозначения:- расход подаваемого в точку 1 ингибитора, кг/1000 м3;(l) - количество поступающей с предыдущего технологического участка в точку 1 не углеводородной жидкой фазы (водного раствора ингибитора), кг/1000 м3;(2) - количество поступающей в точку 2 не углеводородной (водной) фазы, кг/1000 м3;к(1), gк(2) - аналогичные величины для жидкой углеводородной фазы (конденсата), кг/1000 м3;
х1, х2 - концентрации летучего и нелетучего компонентов в водном растворе подаваемого в точку 1 смешанного ингибитора соответственно, мас.%;(1), x2(1), r1(1), r2(1), - концентрации летучего (нижний индекс-1) и нелетучего (нижний индекс - 2) компонентов, поступающих в точку 1 в водном растворе (х) и конденсате (r) соответственно, мас. %;(2), x2(2), r1(2), r2(2), - то же для точки 2;(1), W(2) - влагосодержание газа в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3;г(1)qг(1), q1(2)qг(2) - содержание летучего компонента ингибитора в газе (ингибиторосодержание) в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3.
Из принятых обозначений видно, что верхние индексы у величин относятся к точкам технологической цепочки, тогда как нижние - к компонентам смешанного ингибитора. Не исключается случай, когда x1(1), x2(1), r1(1), r2(1) равны нулю. Тогда величина G(1) характеризует количество пластовой (или конденсационной) воды, поступающей в точку 1.
Требуется выразить величины G и G(2) через все остальные. Это может быть достигнуто посредством использования соотношений материального баланса.
Для использования условий материального баланса необходимо сделать допущение, что между точками 1 и 2 нет источников и стоков жидкой фазы. При установившемся термогидродинамическом режиме выполнения такого условия всегда можно добиться соответствующим выбором точек в технологической схеме. Если режим неустановившийся, то возможны самопроизвольные источники и стоки. Например, в пусковой период водный раствор ингибитора может постепенно накапливаться в местах с повышенным гидравлическим сопротивлением. Иногда реализуется периодический режим, когда накопившаяся между точками 1 и 2 жидкая фаза время от времени выносится из системы (это характерно для систем сбора газа на поздней стадии эксплуатации месторождения). В некоторых случаях при практически установившемся гидродинамическом режиме имеет место неустановившийся температурный режим. Поэтому в таких ситуациях при использовании пр