Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В современной России важнейшей частью реального сектора экономики является топливно-экономический комплекс (ТЭК).

Обладая мощным производственным и ресурсным потенциалом, он обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, консолидацию субъектов Российской Федерации, вносит решающий вклад в формирование основных финансово-экономических показателей страны.

Для того чтобы в полной мере использовать огромный ресурсный, производственный и кадровый потенциал топливно-энергетического комплекса, обеспечить энергетическую безопасность России в условиях перехода страны к рыночной экономике, заложить основы стабильного долгосрочного энергообеспечения общества и энергетической независимости государства, стране нужна долгосрочная, научно обоснованная энергетическая политика. Ее формирование - одно из важнейших направлений работы Министерства топлива и энергетики России. В рамках этого направления можно выделить два основных этапа:

1992 г. - правительство Российской Федерации одобрило основные положения Концепции энергетической политики в новых экономических условиях;

1995 г. - в мае Указом Президента России (№ 472 от 07.05.95 г.) утверждены "Основные направления энергетической политики Российской Федерации на период до 2010 года", а постановлением Правительства (№ 1006 от 13.10.95 г.) одобрены основные положения Энергетической стратегии России.

Этими документами были определены основные направления энергетической политики и структурной перестройки ТЭК на перспективу, цели, приоритеты и механизмы их реализации.

В 1996-1999 гг. Минтопэнерго России совместно с акционерными обществами и компаниями ТЭК была проведена большая работа по реализации целей и задач Энергетической стратегии. В частности за истекший период, в той или иной степени был достигнут ряд важных результатов, а именно:

функционирование ТЭК обеспечило в целом потребности страны в топливе и энергии наиболее целесообразными путями;

осуществлено реформирование производственных структур топливно-энергетического комплекса с адаптацией их к рыночным методам хозяйствования, проведены акционирование и частичная приватизация предприятий;

идет реструктуризация угольной промышленности;

развернута работа по регулированию естественных монополий в энергетическом секторе;

началось формирование федерального конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности; проведены мероприятия по стимулированию конкуренции в газовой промышленности;

доля природного газа как экономически и экологически наиболее эффективного энергоносителя, возросла в общем потреблении энергоресурсов России соответственно с 38% в 1990 г. до 50% в 1999 г.;

преодолен спад добычи нефти, которая стабилизирована на уровне 300 - 305 млн. тонн/год;

разработан ряд важных правовых и законодательных актов, регулирующих взаимоотношения в обществе, в топливно-энергетической сфере; в числе прочих приняты такие важные законы, как "Об энергоснабжении", "О соглашениях, о разделе продукции", "О государственном регулировании в области добычи и использования добычи и использовании угля…", "Об участках недр, право пользования, которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции", "О газоснабжении" и др.

Как и предполагалось, ТЭК не только остался "ядром стабильности" экономики России, но и смог мощно поддерживать и стимулировать развитие других отраслей, сдерживая общий спад производства.

Проанализировав ситуацию в нефтегазовой отрасли промышленности России, разработчики "Энергетической стратегии" пришли к выводу, что нефтегазовый комплекс России вышел на новый этап своего развития, требующий серьезных перемен в самом комплексе и в системе государственного регулирования его деятельности, учитывающих изменения, произошедших во внешней среде его функционирования - в национальной и мировой экономике.

Общие проблемы нефтяной отрасли комплекса известны - это ухудшение сырьевой базы, медленные темпы ввода в разработку трудно извлекаемых запасов, невыполнение объемов эксплуатационного бурения, сокращение отборов жидкости и объемов закачки воды для ППД, рост в суммарном выражении фонда бездействующих и законсервированных скважин, старение производственных мощностей, сокращение профилактического и капитального ремонта скважин и магистральных трубопроводов, нефтепромыслового и бурового оборудования.

Положение в области разработки нефтяных и газовых месторождений остается сложным. Продолжает ухудшаться качественная структура запасов углеводородов. Запасы высокопродуктивных месторождений в значительной степени выработаны.

Для реализации задач необходимы нормальные условия для стабильного развития отрасли, при которых интересы государства не противоречат интересам нефтяных и газовых компаний.

Необходимо продумать систему стимулов путем предоставления налоговых и иных льгот для привлечения инвестиций в приоритетные стратегические направления, к которым в нефтегазовом комплексе относятся, прежде всего, поисково-разведочные работы, с получением реальных результатов по приращению сырьевой базы и стимулирование разработки нефтегазовых месторождений со сложными горно-геологическими условиями.

1. Общие сведения о месторождении

месторождение газ промысловый очистка

В административном отношении Павловское месторождение расположено на территории Чернушкинского района Пермской области в 230 км к юго-востоку от областного центра, в 15 км к востоку от г. Чернушка.

К крупным населенным пунктам в описываемом районе следует отнести деревни Павловка, Трун, Дмитровка, Аша. В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Сельскохозяйственные угодья занимают более 50% всей площади района. А так же развита нефтяная промышленность.

В орографическом отношении изучаемый район представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную оврагами и речками с крутыми склонами. Наиболее высокие отметки рельефа приурочены к верховьям реки Танып и равны 231.4м. Склоны долин рек, оврагов часто залесены и заболочены и заняты пойменными лугами. Лес занимает до 30% всей площади района. Климат района континентальный, умеренный, с морозными зимами и продолжительными весенне-осенними периодами распутицы. Зимой наблюдаются постоянно действующие ветры, часты метели.

Сообщение с областным центром - городом Пермь возможно автотранспортом по шоссе Чернушка - Крылово - Югокамск - Пермь, по железной дороге, воздушным и водным путем. Последнее осуществляется через порт Чайковский. Расстояние от Чернушки до Перми по железной дороге через станцию Агрыз составляет 614 км, через г. Екатеринбург - 768 км, по шоссе Чернушка - Пермь - 228 км. Внутри района развита сеть проселочных и грунтовых дорог.

1.1 Применяемая система сбора попутного (нефтяного) газа

Попутный (нефтяной) газ, на Павловскую газокомпрессорную станцию (ГКС) поступает с дожимных насосных станций (ДНС). На ДНС попутный газ проходит первую ступень сепарации, где отделяется от жидких фракций.

Протяжённость газопроводов от ДНС до газокомпрессорной станции:

ДНС№1- ГКС-5км. ДНС№2-ГКС-0,5км. ДНС№3-ГКС-1,8км.

ДНС№4-ГКС-7км. ДНС№5-ГКС-6км. ДНС№6-ГКС-6,8км.

Со всех ДНС попутный газ собирается в общий коллектор и по одному трубопроводу диаметром 300мм. поступает на газокомпрессорную станцию, в приёмный коллектор, а затем в приёмный сепаратор.

Из приёмного сепаратора газ поступает в приёмный коллектор компрес-сорных установок 7ВКГ50/7, где происходит его компремирование, а затем подача газа потребителям через трубопроводы.

1.2 Техническая оснащённость Павловской ГКС

Павловская газокомпрессорная станция (ГКС), представляет собой комплекс сооружений, предназначенных для приёма, компремирования, охлаждения и подачи потребителям нефтяного и природного газа с Павловского месторождения.

В комплекс Павловской ГКС входят следующие сооружения:

Компрессорные установки 7ВКГ50/7 производства Казанского компрессорного завода. Компрессора смонтированы на площадке под навесом полуоткрытого типа из железобетонных и металических конструкций с подвесной кранбалкой грузоподъёмностью 3т.

Индекс компрессорных установок 7ВКГ50/7:

7 - номер базы компрессора

ВКГ - винтовой компрессор газовый

50 - производительность по условиям всасывания

7 - давление газа на нагнетании

Компрессорный агрегат состоит из следующих узлов:

- корпус компрессора который состоит из:

а) блок цилиндров,

б) камера всасывания,

в) камера нагнетания,

- двух винтов;

- асинхронного трёхфазного электродвигателя;

- муфты для передачи крутящегося момента от электродвигателя к компрессору;

- датчиков системы контроля;

- масляно-газовых трубопроводов;

- системы автоматики;

- местного щита управления;

- дистанционного щита автоматики.

Основной принцип работы компрессора заключается в следующем:

В процессе сжатия в полость вращающихся роторов поступает нефтяной газ с приёма, одновременно во впадины ведомого ротора (винта) впрыскивается масло, для охлаждения компрессора, уплотнения зазоров и смазки. Образующаяся газо-маслянная смесь из компрессора поступает в разделительную газо-маслянную ёмкость Е-2, где происходит разделение фаз. После чего охлаждённый газ направляется потребителям, а масло возвращается в компрессор.

В качестве масла используется, компрессорное масло КП-8С с повышенной стабильностью, ТУ 381011296-90. Расход масла составляет 160-200 литров в минуту. Масло компрессорное КП-8С повышенной стабильностью, ТУ381011296-90.

Таблица 1 Физико-химические показатели масла

№ п/п	Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1	Вязкость кинематическая, при 400С, мм2/сек	41,4-50,6	ГОСТ 33
2	Индекс вязкости, не менее	95	ГОСТ 25371
3	Зольность,% не более	0,5	ГОСТ 1461
4	Коксуемость,% не более	0,5	ГОСТ 19932
5	Содержание мех. примесей	Отсутств.	ГОСТ 6370
6	Содержание воды	Отсутств.	ГОСТ 2477
7	Содержание селективных растворителей	Отсутств.	ГОСТ 1057
8	Массовая доля серы,% не более	0,5	ГОСТ 1437
9	Температура вспышки в открытом тигле, 0С не ниже	200	ГОСТ 4333-87
10	Температура застывания,0С, не выше	-15	ГОСТ 20287
11	Кислотное число, мг. КОН на 1кг масла, не более	0,05	ГОСТ 5985
12	Стабильность против окисления: а/массовая доля осадка,% не более б/кислотное число окисленного масла мг. КОН на 1г. масла, не более	0,02-0,5	ГОСТ 981
13	Коррозия на стальных стержнях	Отсутств.	ГОСТ 19199
14	Цвет на калориметре ЦНТ, не более	2,5	ГОСТ 20284

1.3 Техническая характеристика компрессора 7ВКГ50/7

Таблица 2 Техническая характеристика компрессора 7ВКГ50/7

№ п/п	Параметры	Компрессор 7ВКГ50/7
1	Производительность (м3/мин)	45-59
2	Давление (кгс/см2) на всасывании на нагнетании	0,05..+0,2 5-8
3	Температура 0С газа на всасывании газомаслянной смеси масло на вспрыск	5-10 100 20-65
4	Мощность потребляемая компрессором кВт.	270
5	Расход масла л/мин.	160-200
6	Давление масла (кг/см2)	3
7	Мощность эл.двигателя (кВт)	400
8	Частота вращения (об/мин.)	1500
9	Напряжение (В)	6000
10	Тип тока	переменный
Продолжение таблицы 2
11	Масса установки (кг)	8684
12	Средний ресурс между ремонтами (час)	2500
13	Средний ресурс до капитального ремонта (час)	10000
14	Средний срок службы (лет)	17
15	Средний ресурс до ТО-1 (час)	250
16	Наработка на отказ (час)	150000

Площадка технологической аппаратуры, включающая:

Газовая система - она состоит из приёмного сепаратора, газового фильтра, впускного клапана, масло-разделительной ёмкости, газовых холодильников, газопроводов с запорной арматурой.

Приёмный сепаратор представляет собой, цилиндрический вертикальный сосуд с элиптическими днищами. Внутри сепаратора размещены: перегородки, змеевик для подвода горячего газа, для подогрева от замерзания жидких фракций, поплавок с уровнемером, показывающий уровень жидкости в сепараторе. Так же сепаратор оборудован предохранительным клапаном, манометром, насосами НШ для откачки жидкости. В приёмном сепараторе происходит очистка газа от капельной жидкости, поступающей вместе с нефтяным газом.

Приёмный сепаратор на ГКС, является второй ступенью очистки газа от жидкости после ДНС.

Газовый фильтр - выполнен в виде стального цилиндра. В цилиндр вставлен перфорированный барабан, обтянутый снаружи латунной сеткой с ячейкой 0,5х0,5мм. Для очистки сетки, фильтрующий узел демонтируется без разборки трубопровода.

Предохранительные клапана - служат для предохранения трубопроводов от разрыва, при давлении более рабочего.

Масляная система

Служит для размещения необходимого запаса масла, его охлаждения, очистки и подачи в компрессор, с целью образования газо-масляной смеси и смазки трущихся деталей, а так же для отделения масла от газа. В состав системы входят: ёмкость чистого масла, масло перекачивающий насос, масло-разделительная ёмкость, масляные холодильники, фильтр грубой очистки масла и фильтр тонкой очистки масла, отсечной клапан.

Масло-разделительная ёмкость предназначена для отделения газа от масла.

В разделительную газо-масляную ёмкость поступает газо-масляная смесь из компрессора, с температурой от +70до100⁰С.

В разделительной газо-масляной ёмкости происходит разделение масла от газа, отделившийся газ через верхний патрубок поступает на газовые холодильники и затем направляется в газопровод (потребителю).

Масло подаётся в масляные холодильники, затем проходит фильтр грубой очистки и фильтр тонкой очистки и снова поступает на компрессор.

Фильтр грубой очистки масла служит для очистки всего масла подающегося на компрессор. Состоит из корпуса, в который вставлены 8 пластинчатых фильтрующих элементов, которые работают параллельно. Пропускная способность фильтра 400 л/мин. Фильтр тонкой очистки масла служит для очистки масла подающегося на подшипники. Состоит из двух пакетов, с пропускной способностью 64 л/мин.

Масляные холодильники, служат для охлаждения масла подаваемого в компрессор. Масло циркулирует по обребрённым медным трубкам и охлаждается воздухом. Поток воздуха через холодильники обеспечивает вентилятор, который приводится во вращение эл.двигателем. Трубная батарея, изготовлена с вертикальным расположением трубок. В каждую трубку вставлен ленточный турболизатор, позволяющий повысить эффективность охлаждения масла.

Пульты управления

Местный пульт управления - состоит из двух частей: щита датчиков и щита контроля и управления. В щите датчиков расположены датчики аварийной сигнализации и клемные блоки. На щите контроля и управления, размещены приборы и кнопки управления. Размещены приборы:

Температура нагнетания.

Давление нагнетания.

Давление масла в коллекторе.

Давление на всасывании.

Управление компрессором (вкл./выкл).

Дистанционный щит управления состоит: на лицевой панели расположены сигнальные лампы аварийной защиты и контроля работы компрессора, кнопки управления, автомат включения щита, приборы, звонок ревун.

На щите имеются приборы:

Термометр масла подаваемого в компрессор.

Термометр газомасляной смеси.

Указатель нагрузки эл. двигателя.

На щите имеются кнопки включения:

Кнопка включения питания щита.

Пуск и остановка эл. двигателя компрессора.

Проверка ламп сигнализации.

Выключатель снятия аварийного сигнала и звонка.

Сигнальные лампы:

Щит включен.

Двигатель работает.

Давление газа на приёме выше или ниже нормы.

Высокий уровень жидкости в приёмном сепараторе.

Эксплуатация газокомпрессорных станций

Подготовка к работе (произвести наружный осмотр установки, убрать посторонние предметы):

Убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов и автоматики.

Проверить исправность пломб.

Провернуть вручную ротора компрессора.

Кратковременным включением проверить работу АВМ и АВГ.

Привести запорную арматуру в рабочее положение.

Порядок пуска:

Провернуть ротора компрессора вручную на 3-5 оборотов по часовой стрелке за полумуфту электродвигателя.

Подать питание на щиты.

Нажать кнопку «пуск», на щите должна гореть лампа компрессор работает.

При достижении давления 2-3кгс/см² открывается автоматически отсечной клапан и в компрессор подаётся масло.

Проверить показания приборов и работу компрессора.

Контроль за работой

Во время работы компрессора показания приборов должны быть следующими:

Давление на нагнетании 2-6 кгс/см²

Температура газомаслянной смеси 70-100⁰С.

Давление газа на всасывании от 0,05 до 0,2 атм.

Температура масла в коллекторе 40-60⁰С.

Температура подшипников электродвигателя 70-80⁰С.

Температура масла на подводе к компрессору должна быть 5-60⁰С, если температура поднимается выше, то должен автоматически включиться автоматический вентилятор масла (АВМ).

Порядок остановки компрессора

Нажать на кнопку «стоп».

Закрыть задвижку на подаче масла, открыть вентиль на сливе масла в дренажную ёмкость.

Закрыть задвижку на приёме газа.

Закрыть задвижку на выкиде компрессора.

В случае срабатывания аварийной сигнализации, вначале нужно убедиться в причине остановки, а после этого снять параметры. В случае повторного пуска компрессора, разрешается повторный пуск 2 раза из горячего, и один раз из холодного.

2. Технологический процесс газокомпрессорной станции

На газокомпрессорную станцию поступает нефтяной газ 1 и 2 ступени сепарации Павловского месторождения:

с двух сепарационных установок - первая ступень сепарации;

с КСУ - вторая ступень сепарации.

После смешивания газ с давлением 0,05-0,02 кгс/см² и температурой 5-15⁰С, подаётся в приёмный сепаратор, Е-1, где происходит улавливание капель нефти, влаги, мехпримесей и конденсата. Давление в сепараторе Е-1 контролируется манометром. Для улучшения отделения нефти и конденсата от газа, сепаратор Е-1 дополнительно оборудуется специальной решёткой, на которую насыпаются кольца Рашига. Нефть, влага и конденсат из ёмкости Е-1 периодически откачиваются насосом НШ-40/4 на сепарационную установку Павловского месторождения.

Для защиты компрессоров от повышения давления на всасывающем коллекторе установлен предохранительный клапан СППК-4Р.

Из сепаратора Е-1 нефтяной газ поступает на приём компрессоров 7ВКГ50/7 выпускаемых Казанским компрессорным заводом в комплекте с электродвигателем ВАО-450. Одновременно с газом в рабочую полость компрессора впрыскивается охлаждённое компрессорное масло КП-8С для смазки, уплотнения зазоров и охлаждения компрессора.

После компремирования газ, содержащий в своём составе масло, поступившее на смазку и охлаждение компрессоров, (газо-масляная смесь) при давлении 2-4 кгс/см² и температуре 70-100⁰С, поступает в разделительную ёмкость Е-2, где происходит отделение компрессорного масла от газа, давление контролируется манометром. Для улучшения отделения масла от газа, разделительная ёмкость Е-2 дополнительно оборудуется специальной решёткой, на которую насыпаются кольца Рашига. После разделения газ, с давлением 2-4 кгс/см² и температурой от +70 до +100⁰С, поступает в аппараты воздушного охлаждения типа АВГ №1,2 где охлаждается до температуры 5- 30⁰С.

Компрессорное масло после разделения в ёмкости Е-2 с температурой +60+90⁰С поступает в аппараты воздушного охлаждения типа АВМ № 1, 2 где охлаждается до температуры +5+60⁰С. Температура масла контролируется электроконтактным термометром. Охлаждённое масло поступает обратно на компрессор. Технологической схемой предусмотрен частичный слив масла с компрессоров в промежуточную ёмкость Е-3. В случае необходимости масляная система пополняется маслом из ёмкости Е-3 насосом НД-1600/10.

Охлаждённый газ с температурой не более 30⁰С и давлением 2-4 кгс/см² направляется в газопровод «Чернушка-Пермь».

Для обеспечения безопасной эксплуатации компрессорной станции на нагнетательном газопроводе компрессора, на ёмкости Е-2 и газовом сепараторе предусмотрена установка предохранительных клапанов.

Технологической схемой газокомпрессорной станции предусматривается возможность сброса газа на факел при аварийной остановке.

Таблица 3 Сигнализации и блокировки

№ п/п	Тип прибора	Наименование параметров	Сигнализация Кгс/см2	Блокировка Кгс/см2
1.	Манометр ВЭ-16РБ	Давление на всасывании
2.	Манометр ВЭ-16РБ	Давление на нагнетании	4кгс/см2	4 кгс/см2
3.	Манометр ВЭ-16РБ	Давление масла в компрессорах	2,5кгс/см2	2,5кгс/см2
4.	А-100	Температура г/м смеси	800С	900С
5.	Сигнализатор СТМ-10	Контроль за загазованностью помещения компрессорного цеха	20% ниже ПДК

2.1 Требования предъявляемые к качеству газа

Таблица 4 Характеристика исходного сырья, нефтяной газ

№п/п	Компоненты	Массовая доля
1.	Со2-углекислый газ	отсутствует
2.	Н2S-сероводород	отсутствует
3.	N2-азот	5,29
4.	СН4-метан	34,98
5.	С2Н6-этан	18,30
6.	С3Н8-пропан	21,52
7.	С4Н10-изобутан	4,10
8.	НС4Н10-нормальный бутан	8,50
9.	С5Н12-изопентан	3,22
10.	НС5Н12-нормальный пентан	2,46
11.	С6Н14 +гексаны и выше	1,63
	Итого:	100

Таблица 5 Характеристика исходного сырья, природный газ

№п/п	Компоненты	Массовая доля
1.	Со2-углекислый газ	отсутствует
2.	Н2S-сероводород	отсутствует
3.	N2-азот	14,03
4.	СН4-метан	73,42
5.	С2Н6-этан	9,50
6.	С3Н8-пропан	1,97
7.	С4Н10-изобутан	0,29
8.	НС4Н10-нормальный бутан	0,44
9.	С5Н12-изопентан	0,17
10.	НС5Н12-нормальный пентан	0,11
11.	С6Н14 +гексаны и выше	0,07
	Итого:	100

2.2 Основные правила работы ГКС при нормальных условиях

1. Общие сведения по характеристике компрессора:

1. 7 - номер базы компрессора;

2. ВКГ - винтовой компрессор газовый;

3. 50 - производительность по условиям всасывания (м³/мин);

4. 7 - давление газа на нагнетании.

2. Компрессорный агрегат состоит из следующих узлов:

· блока цилиндров;

· камеры всасывания;

· двух четырёхзаходных винтов;

· асинхронного трёхфазного электродвигателя ВАО-450В, мощностью 400кВт;

· рамы, на которой смонтирована установка;

· втулочно-пальцевой муфты для передачи крутящего момента от электродвигателя к компрессору;

· масляных фильтров;

· предохранительного клапана;

· датчиков системы контроля;

· масло газовых трубопроводов;

· системы автоматики;

· дистанционных щитов управления компрессорами;

3. Основной принцип работы заключается в следующем:

В процессе сжатия в полость вращающихся роторов поступает газ с приёма и во впадины ведомого ротора (винта), впрыскивается масло, которое служит для уплотнения зазоров, смазки и охлаждения компрессора. Образующая газо-масленная смесь из компрессора попадает в общую систему её сбора - ёмкость Е-2, где происходит разделение фаз (масло, газ). Из ёмкости Е-2 газ поступает для охлаждения в АВГ №1,2 а затем направляется потребителям. Масло из ёмкости Е-2 поступает на холодильники масла АВМ №1, 2 а затем возвращается обратно в компрессора.

4. Рабочим агентом компрессора является попутный нефтяной газ. Попадания жидких фракций нефти, воды, газоконденсата, бензина на приём компрессоров не допускается, содержание механических примесей в газе не должно превышать 20мг/м³, а размеры частиц не более 40 микрон.

5. В качестве масла используется масло КП-8. Расход масла на смазку и охлаждение компрессора 200л/мин.

6. Ресурс работы компрессоров до капитального ремонта 50000часов. Полный технический ресурс 150000часов. Общий срок службы 17 лет. Моторесурс компрессоров зависит от условий эксплуатации, качества смазки и других факторов.

7. Работа компрессора и электродвигателя рассчитана при температуре окружающей среды плюс, минус 40⁰С.

Подготовка компрессора к пуску

Проверить работоспособность приборов КИП и А кратковременным созданием давления с приёма компрессора.

Убедиться в исправности сигнализации.

Проверить исправность заземления на электродвигателе.

Проверить правильность вращения электродвигателя.

Провести наружный осмотр компрессоров, отсутствие на них посторонних предметов, наличие ограждающих устройств, проверить схему сборки компрессора.

Получить у ИТР или диспетчера предприятия разрешение на пуск компрессора.

Подавать на компрессор масло из ёмкости Е-2 через масляный коллектор при давлении в пределах 1,5-2,5 кгс/см² по манометру на компрессоре.

Открыть соответствующую задвижку (одну из № с 2 по 2 г) на линии подвода масла к компрессору.

Во время заполнения компрессора маслом вручную провести лёгкое вращение роторов компрессора и электродвигателя, поворачивая роторы на 8 оборотов рукояткой. Проворачивать следует по ходу вращения компрессора против часовой стрелки.

Подготовить схему ячейки на включаемый компрессор, т.е. включить линейный разъединитель 6кВ соответствующего компрессора, в РУ-0,4 кВ, включить автомат питания цепей управления и защиты (эта операция ведётся только после проворачивания компрессора вручную).

При загустевании масла в масляном коллекторе его необходимо разогреть острым паром до температуры +5⁰С.

Пуск компрессора

Запуск компрессора возможен в двух вариантах:

- При полностью остановленной ГКС.

- При работающем одном компрессоре или нескольких компрессорах.

Запуск компрессора после длительной остановки ГКС

1. При полном пуске компрессорной станции необходимо весь газ с приёма перевести на свечу, путём открытия задвижек № 11,12 на свечу при этом задвижки на тех. схеме №5,6,9,10,7 должны быть открыты, все задвижки перед компрессорами должны быть закрыты.

2. Перед пуском в первую очередь необходимо открыть задвижку №3 на выкиде компрессора (или соответствующую задвижку №3а,3б,3в,3г) затем задвижку на линии подачи масла №2 (или соответственно №2а,2б,2в,2г). Вентиль на сливе масла из компрессора должен быть закрытым.

3. После этого запускается компрессор и плавно открывается задвижка №1 на приёме (или соответственно№1а,1б,1в,1г). Пуск компрессора производиться только с местного щита управления.

4. Давление на приёме должно быть не выше 0,25атм. И не ниже 0,05атм. Давление масла на входе в машину должно соответствовать давлению 2,5-3кг/см², регулирование давления в ёмкости Е-2 производиться задвижками №26,27,7.

Примечание: Перед каждым пуском компрессор нужно провернуть вручную.

5. Нагрузка на электродвигатель не должна превышать:

· Компрессор 7ВКГ50/7 с эл.двиг. 200кВт. 1500 об/мин. - 13А.

· Компрессор 7ВКГ 50/7 с эл. двиг.400кВт. 3000 об/мин. - 31А.

Запуск компрессора при работающем одном или нескольких компрессорах

При пуске второго компрессора при работающем компрессоре произвести следующие операции:

- Подготовить компрессор к пуску в объёме работ раздела А.

- Открыть задвижки на приёме и выкиде запускаемого компрессора.

- Запустить компрессор с местного щита управления.

- Давление на всасывании компрессора регулировать с помощью задвижек приёме компрессора.

Обслуживание компрессора 7ВКГ50/7 во время работы

1. Следить за показаниями приборов, не допускать отклонения от режима работы.

2. Проверить работу компрессора и электродвигателя на слух с помощью слуховой трубки (в зоне винтовой части, концевого уплотнения и подшипниковых узлов).

3. Проконтролировать Р_н (давление нагнетания), Т_м (температуру масла в коллекторе) и наличие смазки.

4. Проконтролировать параметры работы компрессора, не реже двух раз в течении часа, непосредственно у работающего компрессора.

5. Проверить герметичность всех стыковых фланцевых соединений.

6. При необходимости регулировать давление масла в коллекторах. Разность в давлениях масла не должна превышать 1,5-2,0 кгс/см².

7. Не реже одного раза в 10 суток (через 250часов) проводить регламентные работы без остановки компрессоров в объёме заводской инструкции.

8. Ежесменно вести контроль за уровнем масла в ёмкости Е-2, за уровнем жидкости в приёмном и выкидном сепараторах. Не реже двух раз в месяц производить полный анализ масла. При повышении температуры масла в системе выше 60⁰С его необходимо охладить.

9. Результаты контроля за работой компрессоров и показания контрольно-измерительных приборов, данные о количестве отработанных часов по компрессорам, АВМ, АВГ и насоса откачки жидкости из приёмного сепаратора заносится в соответствующие журналы.

10. Вести журналы учёта дефектов на ГКС и расхода электроэнергии.

11. Следить за чистотой компрессоров и рабочих мест.

12. Ежечасно осуществлять связь с диспетчером предприятия.

Остановка компрессора

1. Для остановки компрессора необходимо, прежде всего, остановить электродвигатель привода компрессора (с местного или дистанционного щита управления нажав кнопку «стоп»).

2. Снять напряжение с диспетчерского щита управления.

3. После остановки компрессора подача масла отключается путём закрытия задвижки №2, на линии подачи масла (или соответственно №2а, 2б, 2в, 2г).

4. Осмотреть компрессор.

5. Закрыть соответствующую запорную арматуру, на приёме газа (задвижка №1, 1а, 1б, 1в, 1г.) открыв соответствующие вентиля на сливной линии (№4, 4а, 4б, 4в, 4г.). При полной остановке ГКС закрыть задвижку №7,26,27 на линии горячего газа, сбросить газ на свечу открыв задвижку №15, или подать газ под трапным давлением для чего открыть задвижку №20, затем задвижки №7 и №9.

Основанием для остановки компрессора является:

· Распоряжение ИТР, диспетчера предприятия. Появление в компрессоре посторонних шумов, стуков, усиленной вибрации, повышение температуры, течи в сальниках, неисправность арматуры, аварийное срабатывание защиты по одному из параметров.

· При появлении посторонних шумов в электродвигателе, повышение их нагрузки при оптимальных параметров на компрессоре.

· Выход из строя приборов КИП и А.

· Отсутствие освещения, при пожаре, стихийном бедствии, (самостоятельно без указаний свыше).

Возможные неполадки технологического процесса, их причины и способы их устранения

Таблица 6 Возможные неполадки, их причины и способы их устранения

Возможные производственные неполадки	Предельно допустимые значения, которые могут привести к аварии.	Причины возникновения аварийных ситуаций	Способы их возникновения
1. Падение давления на всасе компрессора 7ВКГ50/7	0,05 кг/см2	Снижение добычи газа по место- рождениям	Открытием задвижки №25 в увеличить давление на приёме компрессора
2. Повышение давления газа на выкиде	4,0кг/см2	Высокая добыча газа	Открытием дв.№15 сбросить лишний газ на свечу.
3. Повышение температуры газомасляной смеси	До 1000С	Высокая температура смазывающего масла	Проверить положение задвижек на входе и выходе с АВМ. Включить АВМ.
4. Вибрация агрегата		Нарушена центровка	Агрегат остановить для ремонта
5. Посторонний шум в ком-ре		Разбиты подшипники	Агрегат остановить для ремонта
6. Перегрузка электродвигателя	Эл. двигатель 200кВт не более - 13А Эл. двигатель 400кВт не более - 31А	Большое давление на всосе инагнетании компрессора. Заклинили подшипники.	Разгрузить агрегат, путём сброса избыточного давления на свечу. Агрегат остановить для ремонта.

Уровень автоматизации и контроля за технологическим процессом

Таблица 7 Уровень автоматизации и контроля за тех. процессом

Наименование оборудования	Наименование параметров	Величина устанавливаемого предела (блокировки)	Сигнализация
		Min	Max	Min	Max
Винтовой компрессор 7ВКГ50/7 № 2,3,4,5.	1. Давление газа на входе.		0,2кг/см2		0,2кг/см2
	2. Давление газа на выходе.		4,0кг/см2		4,0кг/см2
	3. Температура на входе.	50С	150С
	4. Температура газомаслянной смеси на выходе.	900С	1000С		1000С
	5. Давление масла на входе.	1,2кг/см2	2,5кг/см2	1,2кг/см2
	6. Температура масла на входе.	+50С	+600С		+600С
Электродвигатель ВАО 450 200кВт.	1. Номинальная нагрузка.	12А	27А		27А
	2. Температура подшипников.	600С	800С	600С	800С
Электродвигатель ВАО 450 400кВт	1. Номинальная нагрузка.	27А	45А		45А
	2. Температура подшипников.	600С	800С	600С	800С
Сепаратор газа Е-1 V-26м3	1. Давление	0,05кг/см2	0,2кг/см2
	2. Температура	+50С
	3. Объём жидкости				16м3
Маслоразделительная ёмкость Е-2 V-50м3	1. Давление	2,0кг/см2	4,0кг/см2
	2. Температура	50С	1000С
	3. Объём масла			12м3
Магистраль	Давление газа	1,5кг/см2	3,5кг/см2	1,5кг/см2	3,5кг/см2

3. Методы осушки газа проводимые на Павлоской ГКС

На Павловской газокомпрессорной станции для понижения температуры газа используют аппараты воздушного охлаждения, типа АВГ.

Аппараты воздушного охлаждения могут использоваться для осушки и частичного отбензинивания газа в тех случаях, когда температура газа превышает температуру окружающего воздуха.

Принцип действия аппаратов воздушного охлаждения следующий:

Газ проходит по батарее труб со значительной поверхностью теплообмена и охлаждается потоком воздуха, нагнетаемого вентилятором.

Чем больше разность температур газа и окружающего воздуха, тем больший эффект можно получить за счёт аппарата воздушного охлаждения.

В зависимости от расположения теплопередающей поверхности (секций труб), аппараты воздушного охлаждения подразделяются на горизонтальные (АВГ), вертикальные (АВВ) и зигзагообразные (АВЗ).

В аппаратах воздушного охлаждения применяются трубы длиной 1,5-8 м. Трубы собраны в секции. В каждой секции от 4 до 8 рядов труб.

Аппараты могут иметь различное число ходов охлаждаемого продукта по трубному пространству с учётом наиболее эффективного охлаждения продукта.

3.1 Выпадение конденсата углеводородных газов

Согласно данным “Технологической карты работы Павловской ГКС” технологическое давление газа на выходе из станции допускается поддерживать в пределах от 2 до 4 кг/см², при фактическом его значении 2,4 кг/см², которое и принято, как исходное для расчета весовых значений выпадения конденсата из газа при перекачке от 10 до 55 тыс. м³/сут, достигнутой конечной температуры охлаждения газа на ГКС и в линейной части газопровода.

Расчеты на возможность выпадения конденсата углеводородных газов проводились по уравнению концентрации:

Х=Хо/ 100К-(К-1)а, где:

Х - концентрация компонента в жидкой фазе;

Хо - концентрация компонента в исходной фазе;

К - константа равновесия (принимается из “Методики технологических расчетов. Компрессия газов.” Методика разработана институтом “Гипровостокнефть” г. Куйбышев в 1961 г. в качестве руководящего материала при проведении технологических расчетов для конкретных проектов);

а - доля исходной смеси, перешедшей в жидкую фазу.

Проведенными расчетами установлено, что начало перехода исходного состава газа из газообразного в жидкое состояние наступает при температуре +11°С и продолжается при его перекачке до выравнивания температуры газа с температурой грунта рассматриваемого сезона.

Согласно справочным данным сезонные температуры грунта на Урале и в Поволжье на глубине 1,6 - 1,8 м составляют: летом +10°С; весна-осень +5°С; зима +1°С.

Пример расчета весовых значений выпадения конденсата из газа при перекачке 55 тыс. м³ сут. газа, давлении нагнетания 2,4 кг/см² и температуре грунта зимой +1°С приведен в таблице из которых следует, что при заданных условиях конденсатообразования при снижении температуры газа до +1°С из исходной смеси газов выпадает 5,3 т. конденсата.

Для построения сводной таблицы выпадения конденсата из газа при перекачке от 10 до 55 тыс. м³ газа в сутки по вышеуказанной методике выполнено 130 индивидуальных расчетов.

Таблица построена по принципу последовательного сложения суммы весовых значений выпадающего конденсата по мере остывания газа на 1°С, при различных объемах его перекачки.

В левой части таблицы приведены числовые значения температуры остывания газа от точки его росы +11°С, до температуры грунта в зимний период на глубине укладки газопроводов.

В нижней части таблицы утолщенными рамками выделены три значения сезонных температур газа соответствующих температурам грунта (летом, весной, осенью, зимой) и в графах 1-10 значения полного выпадения конденсата из газа, при достижении этих температур.

При использовании таблицы для определения веса конденсата способного выпадать при охлаждении газа, необходимо иметь достоверные данные об объемах его перекачки за сутки и температуру охлаждения газа на ГКС перед подачей его в газопровод.

Если, например, в летний период принять температуру охлаждения газа на ГКС равную +28°С и провести от нее слева направо условную линию до графы № 10, то увидим, что на ГКС конденсат не выпадает, но по мере охлаждения газа по пути его перекачки (спускаемся вниз по графе № 10 до температуры грунта +10°С) находим, что за сутки в газопроводе выпадает 1,5 тонны конденсата, а в зимний период при температуре грунта +1°С его выпадает 5,3 т. в сутки.

Необходимо отметить, что из-за отсутствия на ГКС конечного сепаратора для улавливания капельной влаги, масла и жидких углеводородов весь конденсат, выпадающий в технологических газопроводах ГКС, уносится потоком газа в газопровод внешнего транспорта газа.

3.2 Определение области конденсации тяжелых углеводородов из газа по трассе газопровода

Определение области конденсации тяжелых углеводородных газов основывается на расчетах изменения их температуры по длине газопровода.

Участки газопровода, где температура газа приближается или сравнивается с температурой окружающей среды, практически ограничивают область конденсации углеводородных газов и влаги по трассе газопровода.

За пределами этой области транспортируемый газ, как правило, стабилизирован и не выделяет жидкости (конденсата, влаги) при данной температуре грунта.

На основании расчетов по формуле Шухова получаем кривые зависимости изменения температуры транспортируемого нефтяного газа вдоль трассы газопровода.

Рисунок 1 - Изменение температуры газа вдоль подземного газопровода

При совмещении кривых зависимости изменения температуры газа с данными расчетов линейных графиков выпадения конденсата из газа, получаем графики весовых значений выпадения конденсата из газа в зависимости от объёмов перекачки газа, температуры охлаждения его на ГКС и в линейной части газопровода, по которым можно определять не только расчетные предельные расстояния выпадения конденсата по трассе газопровода, но и его вес в любой заданной точке в пределах этого расстояния.

Построенные графики характеризуют три условных сезона года: лето, весна-осень, зима.

Из графиков следует, что в зимнее время выпадение конденсата может начаться на ГКС при охлаждении газа до +10°С, а конец выпадения конденсата наступит в газопроводе на расстоянии 4,6 км от ГКС.

В остальные сезоны года весь конденсат будет выпадать в газопроводе.

3.3 Влагосодержание газа

Влагосодержание - это количество паров воды, растворенных в единице объёма попутного нефтяного газа при заданных условиях.

Содержание водяных паров в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью.

Под абсолютной влажностью газа W при заданных: давлении и температуре, понимается отношение массы водяных паров, содержащихся в газе, к объёму, приведенному к стандартным условиям этого газа, из которого удалены пары воды.

Абсолютная влажность измеряется в кг/1000 м³.

Под относительной влажностью понимается отношение фактического содержания в газе водяного пара к максимально возможному содержанию его при данных давлении и температуре.

Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.

Влагосодержание зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термодинамическом равновесии.

Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении.

Влагосодержание газа при заданных: давлении и температуре рассчитывается по следующей формуле:

где А и В - коэффициенты, которые зависят от температуры и не приводятся ввиду громоздкости таблицы (таблица содержит значения А и В для температуры в интервале от -40°С до +110°С, рассчитанные для плотности газа 0,6 г/см³.

При заданном давлении, совпадающим с табличным, в расчете используются константы А и В, совпадающие с приведенными в таблице.

В случае если давление не совпадает с табличными значениями, вла-гоемкость W_Тзад рассчитывается линейным интерполированием между влагоемкостями, рассчитанными по двум ближайшим табличным давлениям.

С_ср - поправка на отклонение плотности данного газа от величины 0.6, рассчитывается по формуле:

С_ср=0,927+0,156хб+0,00073хТ_зад - 0,079хб² - 0,0011хбхТ_зад+0,0000001-Т²_зад,

где б - относительная плотность газа по воздуху, рассчитывается на основе заданного химического состава газа;

Тзад - заданная температура,°С.

Расчеты весовых значений влагосодержания газа проведены по методике, описанной в “Руководстве по исследованию скважин”, ВНИИ-ГАЗ, Москва, “Наука”, 1995 г.[31]

Согласно расчетам, проведенным по вышеуказанной методике, в таблице приведены данные весовых значений влагосодержания газа от +30°С до +1°С, изменение расхода газа от 10 до 55 тыс. м³/сут., при постоянном давлении на ГКС 2,4 кг/см².

Определение весовых значений выпадения капельной влаги из газа рассмотрим на следующем примере.

Так, если температура газа на выходе с ГКС в летнее время будет равна +29°С, а расход газа 55 тыс. м³/ сут. исходное влагосодержание газа будет равно 702 кг/сут. (см. таблицу №8).

При движении газа по газопроводу его температура начнет выравниваться с температурой грунта до +10°С, где конечное влагосодержание газа снизится до 219 кг/сут.

Следовательно, если от исходного влагосодержания газа равного 702 кг/сут. вычесть конечное его значение 219 кг/сут., то получим вес выпавшей влаги равный 483 кг/сут.

Таблица расчетных данных весовых значений влагосодержания газа Павловской ГКС в зависимости от объемов его перекачки при заданном начальном давлении 2.4 кг/см², тонн/сут.

Таблица 8 Таблица расчетных данных весовых значений влагосодержания газа

Температура газа, град. Цельсия	При Q=10 тыс мЗ/сут	При Q=15 тыс мЗ/сут	При Q=20 тыс мЗ/сут	При Q=25 тыс мЗ/сут	При Q=30 тыс мЗ/сут	При Q=35 тыс мЗ/сут	При Q=40 тыс мЗ/сут	При Q=45 тыс мЗ/сут	При Q=50 тыс мЗ/сут	При Q=55 тыс мЗ/сут
1	0.021	0.032	0.043	0.056	0.064	0.075	0.086	0.097	0.107	0.118
2	0.023	0.035	0.046	0.058	0.069	0.081	0.092	0.104	0.115	0.127
3	0.025	0.037	0.050	0.062	0.074	0.087	0.099	0.111	0.124	0.136
4	0.026	0.040	0.053	0.066	0.079	0.093	0.106	0.119	0.132	0.146
5	0.028	0.043	0.057	0.071	0.085	0.100	0.114	0.128	0.142	0.156
6	0.030	0.046	0.061	0.076	0.091	0.106	0.122	0.137	0.152	0.167
7	0.033	0.049	0.065	0.081	0.098	0.114	0.130	0.147	0.163	0.179
8	0.035	0.052	0.070	0.087	0.104	0.122	0.139	0.157	0.174	0.191
9	0.037	0.056	0.075	0.093	0.112	0.131	0.149	0.168	0.186	0.205
10	0.040	0.060	0.080	0.099	0.119	0.139	0.159	0.179	0.199	0.219
11	0.043	0.064	0.085	0.106	0.128	0.149	0.170	0.192	0.213	0.234
12	0.045	0.068	0.091	0.113	0.136	0.159	0.181	0.204	0.227	0.249
13	0.049	0.073	0.098	0.122	0.147	0.171	0.195	0.220	0.244	0.269
14	0.052	0.079	0.105	0.131	0.157	0.183	0.209	0.236	0.262	0.288
15	0.056	0.083	0.111	0.139	0.167	0.194	0.222	0.250	0.278	0.306
16	0.059	0.088	0.118	0.147	0.176	0.206	0.235	0.265	0.294	0.323
17	0.063	0.094	0.125	0.156	0.188	0.219	0.250	0.282	0.313	0.344
18	0.066	0.100	0.133	0.166	0.199	0.232	0.265	0.299	0.332	0.365
19	0.071	0.106	0.142	0.177	0.212	0.248	0.283	0.318	0.354	0.389
20	0.075	0.113	0.150	0.188	0.226	0.263	0.301	0.338	0.376	0.413
21	0.080	0.120	0.160	0.200	0.240	0.280	0.320	0.360	0.400	0.440
22	0.085	0.127	0.169	0.212	0.254	0.296	0.339	0.381	0.423	0.466
23	0.090	0.135	0.180	0.225	0.270	0.316	0.361	0.406	0.451	0.496
24	0.096	0.143	0.191	0.239	0.287	0.335	0.383	0.430	0.478	0.526
25	0.101	0.152	0.202	0.253	0.304	0.354	0.405	0.456	0.506	0.557
26	0.107	0.160	0.214	0.267	0.321	0.374	0.427	0.481	0.534	0.588
27	0.113	0.170	0.227	0.284	0.340	0.397	0.454	0.511	0.567	0.624
28	0.120	0.180	0.240	0.300	0.360	0.420	0.480	0.540	0.600	0.661
29	0.128	0.191	0.255	0.319	0.383	0.446	0.510	0.574	0.638	0.702
30	0.135	0.202	0.270	0.337	0.405	0.472	0.540	0.607	0.675	0.742

Необходимо иметь в виду, что с понижением давления и повышением температуры максимальное содержание водяных паров в газе возрастает.

Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором таково, что по условиям его транспорта (изменение давления и температуры) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе капельная влага не выпадает.

Если точка росы выше температуры, до которой может охладиться газ в газопроводе, т. е. приблизится к температуре грунта, то в таком газопроводе будет происходить конденсация воды.

В настоящее время значительная часть газопроводов находится в длительной эксплуатации и постоянно подвергаются внутренней коррозии под действием агрессивных компонентов (H₂S, СО₂, О₂ и др.), содержащихся в водных растворах углеводородного конденсата.

Следовательно, улавливание конденсата и капельной влаги при ком-премировании газа на ГКС и своевременное удаление их из конденса-тосборников в расчетных точках газопроводов внешнего транспорта газа, является главной задачей неделимого технологического процесса, обеспечивающего безаварийный транспорт газа потребителям с соблюдением санитарных норм и условий безопасности.

3.4 Условия образования гидратов

Общая характеристика гидратов

Гидраты газов представляют собой твёрдые соединения, в которых молекулы газа при определённых давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решётки, образованных молекулами воды с помощью прочной водородной связи.

Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определённый состав. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку при их образовании не происходит сваривания валентных электронов и пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле.

Чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидратов при одной и той же температуре. Экспериментально доказано, что в объёме воды при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата.

Условия образования гидратов

Непременным условием образования кристаллогидратов является наличие в потоке газа воды в жидкой фазе.

Вода в жидкой фазе может быть в потоке газа только в том случае, если газ полностью насыщен водяными парами, т.е. относительная влажность газа равна единице.

Под относительной влажностью понимается отношение фактического содержания в газе водяного пара к максимально возможному содержанию его при данных давлении и температуре.

С понижением давления и повышением температуры максимальное содержание водяных паров в газе возрастает.

Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении.

Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором такое, что по условиям транспорта (изменение температуры и давления) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе капельная влага не выпадает и, следовательно, условия образования гидратов отсутствуют.

Если точка росы газа выше температуры до которой может охладится газ в газопроводе, то в нем будет конденсироваться влага и появятся условия для гидратообразования.

Поэтому для прогнозирования мест образования и интенсивного накопления гидратов в различных частях технологической системы добычи и транспортировки газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.

Вместе с тем, наличие в потоке газа воды в жидкой фазе является необходимым, но еще не достаточным условием для образования гидратов, так как если устранить хотя бы одно из основных условий: высокое давление, низкую температуру или удалить из газа 60-70% воды, условий для образования гидратов не будет.

В инженерной практике возможные условия образования гидратов определяют по упрощенным гетерогенным диаграммам для индивидуальных газов или природных газовых смесей конкретных месторождений, построенных на основе экспериментально получаемых точек зависимых условий образования (разложения) гидратов в заданном диапазоне давлений и температур.

Более точные методы расчетов условий образования гидратов были предложены Д. Катцем с использованием констант равновесия системы газ -вода - гидрат по аналогии с равновесием пар - жидкость:

К_i = Х_i / Z_i,

где К_i - константа равновесия гидратообразования i-го компонента;

Х_i - молекулярная доля i-го компонента в газовой фазе;

Z_i - молярная доля I-го компонента в кристаллогидрате.

Начальное условие образования гидратов определяется по формуле:

У Z_i = 1, или У Х_i / К_i

Если указанная сумма меньше единицы, то при данных условиях гидраты не образуются.

В данном случае под условиями понимаются давление и температура, при которых определялись значения К_i.

Если эта сумма равна единице, то это означает, что при данных давлении и температуре гидраты начинают образовываться, т.е. соответствует равновесным условиям образования гидратов.

4. Характеристика промысловых газопроводов ГКС "Павловка"