Расчёт необходимого количества метанола для предупреждения гидратообразования

 

После определения места образования гидратообразования, при условии, что гидратообразования присутствует на рассчитываемом участке промыслового газопровода, производится расчёт требуемого количества вводимого ингибитора газового гидрата (метанола) для предупреждения гидратообразования.

Основополагающей формулой определения требуемого количества вводимого ингибитора газового гидрата (метанола) для предупреждения гидратообразования является:

(3.9)

где e_m – удельный расход метанола, кг/тыс.м³;

х – весовая концентрация метанола в воде, %;

α – отношение содержания метанола в газе, обеспечивающего насыщение газа, % вес;

∆ W – количество жидкой влаги в газовом потоке в месте ввода метанола, кг/тыс.м³.

∆ W = W_н – W_к,                                    (3.10)

где W_н – начальное влагосодержание газа;

W_к – влагосодержание газа в точке ввода метанола.

, (3.11)

где

p – давление, МПа;

T – температура, К;

R – универсальная постоянная (8,314 Дж/моль·К);

z_см – коэффициент сжимаемости газовой смеси;

y_i – мольная доля i -го компонента газовой смеси;

α_i,β_i – эмпирические коэффициенты для i -го компонента.

Таблица 3.4 – Параметры для расчёта влагосодержания газа

Параметры	Компоненты газовой фазы
	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	C5+выше	N2
α	0,725	0,6	0,5	0,4	0,4	0,3	0,8
β (1)	6,87	7,649	7,665	7,91	7,98	8,15	7,27
β(2)	0,0093	0,0093	0,00874	0,00878	0,0088	0,009	0,012

 

Где параметры β ⁽¹⁾, -β⁽²⁾ определяют β_i по формуле 3.12:

ln β_i = β ⁽¹⁾ + β⁽²⁾·T,                                     (3.12)

В случае с промысловым газопроводом метанол чаще всего вводится на выкидных линиях расположенных вблизи скважин через специальные арматурные блоки, поэтому имеет смысл принимать ∆ W = W_н.

(3.13)

где e _мг – содержание метанола в газовой смеси, обеспечивающего насыщение газовой смеси, кг/тыс.м³.

e _мг = e _мг0· γ₂·x_m,                                 (3.14)

где e _мг0 – содержание метанола в природном газе, обеспечивающего насыщение чистого метана, кг/тыс.м³;

γ₂ - коэффициент активности метанола в водометанольном растворе;

x_m - молярная доля метанола в водометанольном растворе.

e _мг0 = 1331,31· y,                               (3.15)

где y - молярная доля метанола в газовой фазе.

(3.16)

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.

(3.17)

Эмпирический параметр β определяется по формуле 3.18.

β = - exp(7,9154-0,01145·T),                     (3.18)

при температурах 252 К ≤ T ≤ 313 К.

Коэффициент активности метанола и молярная доля метанола в водометанольном растворе определяются по формулам 3.19, 3.23, соответственно.

(3.19)

где  - предельные коэффициенты активности.

	(3.20)
	(3.21)

Молярная доля метанола x_m и его массовая концентрация X_мас, % масс., связаны пересчетным соотношением.

x_m = 9·X_мас/(1600-7·X_мас),                         (3.22)

Суточный расход метанола, необходимого для предупреждения образования гидратов определяется по формуле 3.23.

Q_м = Q_мг + Q_мж = e_m·Q, кг/сутки,             (3.23)

где Q – дебит скважины, тыс.м³/сутки;

Q_мг – количество метанола, насыщающего газовую фазу, кг/сутки;

Q_мж – количество метанола, насыщающего жидкую фазу, кг/сутки.