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
В°зе, выделяемой из 1000 м3 газа, кг.
Значение gж определяют по уравнению:
gж = WС2/(С1 - С2), (5.36)
где С1 и С2 - массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;- количество воды в жидкой фазе на раiетной точке, кг/1000 м3.
Массовая доля ингибитора в исходном растворе (С1) относится к известным параметрам системы, а в отработанном растворе (С2) зависит от требуемого понижения температуры гидратообразования газа, природы самого вещества и определяется по формуле:
С2 = , масс. доли, (5.37)
где М - молекулярная масса ингибитора; К - коэффициент зависящий от типа раствора.
Для метанола М = 32, К = 1220.
Если известна величина С2, то величину понижения температуры гидратообразования для ингибитора определяют по формуле:
?t = , (5.38)
Значение необходимой температуры понижения гидратообразования расiитывают по формуле:
?t = Тг - Тр, (5.39)
где Тг - температура гидратообразования газа, ?С; Тр - температура газа в раiетной точке, ?С.
После определения ?t находят значение С2.
Полученное значение С2 соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем температура в раiетной точке. Этот раствор не образует гидратов с компонентами газа.
Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле:= W1 - W2 + ?b, (5.40)
где W1 и W2 - влагосодержание газа в начальной и раiетной точках системы соответственно, кг/1000 м3; ?b - количество капельной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000м3.
При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе, расход ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, принимают на 10тАж20 % больше его раiетного значения.
Из аналитических методик [9] рекомендуется аппроксимационную зависимость, являющуюся конкретизацией формулы Бючекачека:
=, (5.41)
где А=0,457*exp[0,07374(T-273,15)-0,000307(T-273,15)2]
В=0,0418*ехр[0,0537(Т-273,15)-0,000199(Т-273,15)2]
Здесь [Т]=К, [Р]=МПа.
Далее, определяем количество метанола, необходимое для насыщения газообразной среды по формуле:[2]
г=0,1?С2, кг/1000 м 3, (5.42)
где, a=0,197Р-0,7ехр[6,05410-2(Т-273,15)+5,399]
Определяем количество метанола, растворившегося в конденсате по формуле:[3]
qк=, (5.43)
Х2-требуемая концентрация метанола в защищаемой точке, %:
где Gк - масса конденсата, содержащегося в 1000 м3 газ;
К - коэффициент, зависящий от молекулярной массы массы конденсата,
К=0,000143Мк2-0,0414Мк+3,174. (5.44)
Здесь Мк - молекулярная масса конденсата.
Для упрощения раiета необходимого количества ингибитора гидратообразования, по представленной выше методике, проведем его с применением ПЭВМ с помощью программы представленной в приложении В. Раiет проведен при тех же условиях и данных, что и при гидравлическом и тепловом раiете шлейфа. Для летних условий раiет не проводился т.к. в летнее время, по раiетам, образование гидратов не наблюдается.
Результаты работы программы при Q=2,5 млн.м3/сут, L=10 км. и tос=380С приведены в приложении В; результаты раiета расхода ингибитора для этого и других случаях приведены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 - Результаты раiета расхода метанола
№ шлейфаДлина шлейфа, м.Расход газа в шлейфе, млн.м3/сутРасход метанола при различных температурах окр. среды, кг/тыс.м3-40 0С0 0С20 0С50244254,3---50357713,560,108--50454753,50,027--50522313,48---50634472,5---50785522,90,458--50872523,80,158--50913844,2---51033124,27---51139502,6---51263023,870,087--51376114,180,163--51457293,180,145--
По результатам раiета видно, что в зимнее время удельный раiет 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 раiетными данными. В летнее время гидраты не образуются.
По результатам проведённых выше раiётов, расiитаем средний удельный расход метанола в зимний период (возьмём два самых холодных месяца: декабрь, январь):
(5.45)
где, Qi-дебит i-го шлейфа (млн.м3/сут);расход метанола для i-го шлейфа (кг/тыс.м3).=(4,3*0+3,56*0,108+3,5*0,027+3,48*0+2,5*0+2,9*0,458+3,8*0,158+4,2*0+4,27*0+2,6*0+3,87*0,087+4,18*0,163+3,18*0,145)/46,34 = 0,084 кг/тыс.м3.
Суточный расход метанола:м = 0,084*46340 = 3887 кг/сут. (46340 тыс.м3/сут-общий дебит всех скважин).
За два наиболее холодных месяца в году, расход метанола составит:= 30 сут. * 2 мес. * 3887 кг/сут. = 223 220 кг.
Итак, за два наиболее холодных месяца года (декабрь, январь), расход метанола для всех шлейфов составит 223 220 кг..
6. Экономика предприятия
.1 Анализ технико-экономических показателей сеноманской залежи
Добыча газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения в 2002 году снизилась по сравнению с 2001 годом и составила 144,6 млрд. м3 против 156 млрд. м3, из Харвутинской площади за год отобрано 8.5 млрд. м3.
Как отмечалось в предыдущих главах, общий фонд скважин, пробуренных на сеноман, по состоянию на 1.01.2003г. составил 891 единицу, эксплуатационный фонд наiитывает 770 скважин. Из них в действии находится 746 скважин, в т.ч. на Харвутинской площади - 50 скважин.
Подготовка газа к дальнему транспорту осуществляется на семи установках комплексной подготовки газа (УКПГ №№17) и одной установке предварительной подготовки газа - УППГ №8 на Харвутинской площади.
Техник