Определение потребного количества ингибитора

Для определения потребного количества нелетучего ингибитора гидратообразования требуются следующие исходные данные:

- количество воды, содержащийся в жидком состоянии и конденсирующейся на участке шлейфа, где существуют условия гидратообразования (m_в);

- значения равновесной температуры гидратообразования (t_р);

- знание фактической температуры газа в шлейфе (t_г).

Гидратообразование возможно только при выполнении условия, что t_г≤ t_р. Необходимое снижение температуры гидратообразования определяется из условия Δt = t_р - t_г. По полученному значению Δt с использованием зависимостей, приведенных на рисунке 18, приближенно определяется потребная концентрация ингибиторов в водном растворе, обеспечивающая необходимое снижение температуры образования гидратов при заданной массовой концентрации выводимого раствора ингибитора.

Рисунок 18. Влияние массовой концентрации ингибиторов на понижение температуры гидратообразования и замерзании их водных растворов:

1 - ; 2 - ;

3 - ; 4 - ; 5 – ЭК; 6 - ЭГ; 7 – ДЭГ

Удельный расход нелетучего ингибитора расход нелетучего ингибитора определяют исходя из материального баланса по уравнению следующего вида:

, (46)

где W₁ – влагосодержание природного газа, поступающего в шлейф, г/м³;

W₂ – влагосодержание природного газа из шлейфа в точке гидратообразования, г/м³;

С₁ и С₂ – массовая концентрация вводимого и выводимого растворов ингибитора, %.

При определении влагосодержания газа, поступающего в газопровод, следует учитывать не только пары воды, но и жидкую и капельно-пленочную фазы, находящиеся в газопроводе. В случае отрицательных рабочих температур природного газа обязательно осуществлять проверку возможности замерзания раствора ингибитора. При условии, что температура замерзания раствора ингибитора выше температуры газа, потребный объём ингибитора должен быть таким, чтобы не допустить его замерзание. При применении растворов электролитов, необходимо учитывать массу воды, подаваемой в газопровод вместе с ингибитором.

Применение того или иного ингибитора гидратообразования снижает температуру гидратообразования в скважине, снимая тем самым ограничения, обусловленные температурным режимом работы скважины.

Величина понижения равновесной температуры ΔΤ для метанола ЭГ и ДЭГа определяется из выражения следующего вида

(47)

где G- весовая концентрация отработанного ингибитора,%;

М – молекулярная масса ингибитора;

К – коэффициент, определяемый экспериментально.

Значения молекулярной массы и экспериментального коэффициента приведены в таблице 16.

Таблица 16. Значения молекулярной массы и экспериментального коэффициента

Показатель	Ингибитор гидратообразования
Метанол	ЭГ	ДЭГ
Молекулярная масса
К

Для хлористого кальция величину понижения температуры ΔΤ определяется из эмпирической формулы следующего вида

(47)

Количество ингибитора подаваемого в скважину определяется с учётом влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях производительностью скважины и необходимой концентрации ингибитора из выражения:

(48)

где Q_н.и. - расход летучего ингибитора,;

, - влагосодержание газа до ввода ингибитора в пластовых и устьевых условиях;

, - массовые концентрации свежего и отработанного ингибитора.

Следует отметить, что на установках регенерации получают метанол с концентрацией не свыше 96 %.

Расход ингибитора гидратообразования с учётом влагосодержания газа, концентрации и количества ингибитора, растворенного в конденсате и переходящего в газовую фазу можно вычислить по выражению следующего вида

(49)

где- расход ингибитора, ;

С₁, С₂ – начальная и требующая для предупреждения гидратообразования концентрация ингибитора, процент массовый;

- количество ингибитора переходящего в газовую фазу и растворенное в углеводородном конденсате соответственно, .

Концентрация ингибитора, обеспечивающая необходимое снижение температуры гидратообразования определяется по графической зависимости приведенной на рисунке 19.

Рисунок 19. Зависимость снижения температуры гидратообразования от концентрации ингибитора

1 – хлористый кальций; 2 – метанол; 3 – ТЭГ; 4 - ДЭГ; 5 – ЭГ

Количество ингибитора переходящего в газовую фазу по выражению следующего вида

(50)

где α – коэффициент распределения, т.е. отношение содержания метанола в газовой среде, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в растворе, определяется из выражения следующего вида

(51)

здесь Р – давление в системе, МПа;

Т – температура, К.

Величина количества ингибитора g_к растворенного в углеводородном конденсате определяется из выражения

(52)

где С_к – растворимость ингибитора в углеводородном конденсате, процент массовый;

q_к – удельный выход нестабильного конденсата, .

В случае содержания в скважинной продукции, минерализованной пластовой воды, концентрация метанола подбирается такой, при которой не происходит выпадение кристаллической соли из-за ингибирования (см. рисунок 20).

Рисунок 20. Понижение температуры гидратообразования от минерализации воды при различном содержании метанола в пластовой воде

1 6 - соответственно при содержании метанола (СН₃ОН) в воде 25, 20, 15, 10, 6 и 0 процентов

Суточный расход ингибитора гидратообразования можно рассчитать по формуле следующего вида

(53)

где Q_г – дебит газовой скважины, тыс.м³/сут.

Следует отметить, что при образовании гидратов в стволе скважины ингибитор гидратообразования следует, вводим из расчёта обеспечения безгидратного режима работы как самой скважины, так её шлейфа.

Подача ингибитора гидратообразования может осушествлятся как раздельно в скважину и шлейф, так и совместно.

В промысловой практике подача ингибитора гидратообразования в большинстве случаев принудительная с помощью дозировочных насосов расположенных на территории УКПГ или СП.