Применение химических реагентов для предупреждения и борьбы с гидратами при добыче газа

Сначала следует найти необходимое процентное содержание метанола в газе для разложения гидратов (рисунок 4.3), а затем по рисунку 4.4 соответствующий этому проценту расход метанола в килограммах на 1000 м³ газа.

-10 -5 0 5 10 15 20

Температура, °C

Рисунок 4.3 - Содержание метанола (в %) в газе, необходимое для разложения гидратов при различных давлениях и температурах.

Рисунок 4.4 - Удельный расход метанола (в кг/сут) для разложения гидратов, определяемый по содержанию метанола (в %), давлению и температуре.

Удельный расход метанола, необходимый для предотвращения гидратообразования при наличии в газе парообразной и жидкой влаги, определяется по формуле

е_м=x (a+ e / 100 ) кг на 1000 м³ , (4.1)

где х - весовая концентрация метанола в воде в % (определяется по рисунку 4.5, исходя из снижения точки замерзания раствора t= t₀- t ) ; t-- температура гидратообразования = e_мг / x --отношение содержания метанола в газе, обеспечивающего насыщение газа, к весовой концентрации в воде в кг ( СН₃ОН ) 1000 м³ / % вес ( СН₃ОН ) в воде при нормальных условиях (определяется по рисунку 9.6 для данных р и t)', е - содержание жидкой влаги в месте подачи метанола (в кг на 1000 м³) определяется экспериментально.

Суточный весовой расход метанола, необходимый для предотвращения гидратообразования, будет

Q_{м. =} Q_м.г.+ Q_{м.ж. =} e_мQ кг / сут , (4.3)

Где Q_м.г.= Qxa ; Q_м.ж. = Q e*x / 100 .

Здесь Q - дебит газа при нормальных условиях в тыс. м³/сут; Qм. ж - количество метанола, насыщающего жидкую влагу, в кг/сут; Q_м.г. - количество метанола, необходимое для насыщения газа, в кг/сут; Q_м - общее количество метанола, необходимое для предотвращения гидратообразования, в кг/сут.

Из формул (4.2) и (4.3) видно, что чем меньше содержание жидкой влаги в газе, тем меньший требуется расход метанола.



10 20 30 % x

% вес метанола в воде

Рисунок 4.5 - Весовой процент метанола в воде х, необходимый для предотвращения образования гидратов, в зависимости от температуры, соответствующей снижению точки замерзания раствора At = t₀ - t (t₀ -- температура образования гидратов, t - температура газа в газопроводе).

Рисунок 4.6 - Отношение содержания метанола в газе к весовому проценту его в воде, для предотвращения образования гидратов в зависимости от давления и температуры в точке образования гидратов.

4.2.2 Ввод электролитов

Для борьбы с гидратообразованием все большее применение находят электролиты и, в частности, водные растворы хлористого кальция. Это недорогой, безопасный и достаточно эффективный антигидратный ингибитор.

Водные растворы хлористого лития также относятся к сильным электролитам, а свойства гигроскопичности их гораздо выше, чем у хлористого кальция.

Ранее было установлено, что наиболее эффективным антигидратным ингибитором является 30%-ный раствор хлористого кальция.

При сопоставлении величины понижения равновесной температуры гидратообразования, в присутствии растворов хлористого лития в зависимости от его концентрации с аналогичными характеристиками других антигидратных ингибиторов установлено, что исследованные растворы наиболее эффективны.

Так, если растворы хлористого кальция плотностью 1,08 снижают равновесную температуру на 3,5 °С, то растворы хлористого лития этой же плотности приблизительно на 14 °С. Дальнейшее повышение плотности раствора хлористого лития приводит к еще большему эффекту. При растворе плотностью 1,1 кристаллогидраты не были получены даже тогда, когда давление в системе было поднято до 240 кгс/см², а температура снижена до 0,9°С.

Рисунок 4.7 - Равновесные условия гидратообразования природного газа с относительной плотностью р = 0,58.

Системы 1 - природный газ - вода, 2 - природный газ - пластовая вода, 3 - природный газ - комбинированный раствор (95% пластовой воды + 5 % метанола)

Полученные данные свидетельствуют о весьма высокой эффективности растворов хлористого лития, применяемых в качестве антигидратных ингибиторов. Технологическая полезность этих растворов подтверждается не только относительно низкой рабочей концентрацией, но и достаточно низкой температурой замерзания. Например, для раствора плотностью 1,15 температура замерзания равна - 62° С. Этот показатель играет особенно важную роль при решении вопросов борьбы с гидратами в условиях Крайнего Севера.

В целях экономии применение хлористого лития должно сочетаться с последующим улавливанием и регенерацией отработанного раствора. Было изучено влияние добавки хлористого лития к растворам хлористого кальция различной концентрации. В результате установлено, что эта добавка значительно увеличивает депрессию равновесной температуры гидратообразования, создаваемую растворами хлористого кальция. Причем эффект резко возрастает с увеличением плотности последнего.

Таким образом, несмотря на тo, что смешанные растворы значительно уступают по эффективности растворам хлористого лития,. они обеспечивают снижение равновесной температуры гораздо в большем диапазоне, чем растворы хлористого кальция. В связи с этим применение растворов хлористого кальция в смеси с 10% -ной (по объему) добавкой раствора хлористого лития плотностью 1,1 позволяет с большей эффективностью бороться с гидратами.

Вместе с добываемой жидкостью на поверхность выносятся пластовые воды. Эти воды, как правило, содержат значительные количества растворенных солей, из которых чаще всего преобладая хлористый кальций. Обычно температура замерзания пластовых вод ниже 0° С, а по характеристике они являются электролитами. Часто пластовые воды встречаются в виде крепких рассолов с достаточно низкой температурой замерзания. Кроме того, замечено, что в скважинах, где наблюдается приток минерализованной воды, интенсивность гидратообразования значительно ниже по сравнению с теми скважинами, в которых капельная влага имеет конденсатное происхождение. Это указывает на то, что пластовые воды, являясь электролитами, выполняют роль антигидратных ингибиторов, действия которых заключается в том, что при их смешивании с конденсирующейся влагой изменяется ее молекулярная структура.

Имеющиеся в растворе ионы солей разрушают ассоциации молекул воды, в результате чего исключается возможность гидратообразования. Отсюда следует, что чем больше ионов в растворе, тем меньше вероятность связывания молекул воды в кристаллическую решетку гидрата.

4.2.3 Ввод гликолей

Этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и трйэтиленгликоль (ТЭГ) применяются в качестве антигидратных ингибиторов.

В таблице 4.1 приведена характеристика гликолей.

По своим качествам гликоли являются более сильными, но и более дорогими ингибиторами по сравнению с растворами хлористого кальция и метанолом. При использовании отработанный раствор обязательно регенерируется и используется вновь. Это значительно снижает стоимость применения гликолей.

Таблица 4.1 - Характеристика гликолей

Гликоль	Температура замерзания, °С	Температура кипения. °С
С2Н6О2 (ЭГ) С4Н10О3 (ДЭГ) С6Н14О4 (ТЭГ)	От --17,4 до --12 От --10,45 до --6,5 --5	197,2 (198--200) 244,5 (245--250) 280--290

Выбор гликоля зависит от состава газа. Так, в магистральном газопроводе, где присутствует природный газ, лучше применять ЭГ. Однако в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах использовать ЭГ невыгодно из-за высокой упругости его паров. Для этих условий более подходят ДЭГ и ТЭГ. Следует отметить, что в единой системе сбора и транспорта газа следует применять один вид гликоля, что упрощает сбор и регенерацию отобранного раствора. С этой точки зрения целесообразнее всего применять ДЭГ.

Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) часто используют для осушки газа и в качестве ингибитора для борьбы с отложениями гидратов. Наиболее распространен как ингибитор диэтиленгликоль, хотя применение этиленгликоля более эффективно: его водные растворы имеют более низкую температуру замерзания, меньшую вязкость (рисунок 4.8 ), а также малую растворимость в углеводородных газах, что значительно снижает его потери.

Рисунок 4.8 - Зависимость вязкости водных растворов гликолей от температуры. а - ЭГ;б - ДЭГ; в--ТЭГ; содержание гликоля (в % ): 1 - 10; 2 - 25; 3 - 50; 4 - кривая замерзания

Гликоли с водой также смешиваются в любых соотношеиях. Плотность водных растворов гликолей и температуру их замерзания можно определить по графикам (рисунок 4.9 и 4.10). Наиболее низкие температуры замерзания этих растворов находятся в пределах концентрации 60 - 70%, которые являются оптимальными при использовании гликолей в качестве ингибиторов гидратов. Так как упругость паров гликолей при температуре образования гидратов небольшая (рисунок 4.11), то они при вводе в трубопровод практически полностью остаются в жидкой фазе, что упрощает их улавливание для повторного использования.

Регенерация гликолей проводится до получения свежего раствора. Потери гликолей при использовании их в качестве ингибиторов гидратов складываются из потерь при регенерации (термическое разложение и унос), потерь в результате неполного отделения от газа в сепараторах, растворения гликолей в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.

Рисунок 4.9 - Зависимость плотности водных растворов гликолей от температуры. а - ЭГ. Температура (в °С): 1 - 44; 2 - 156; 3 - 267; 4 - 378; б - ДЭГ; в - ТЭГ. Массовая доля в %: 1 - 100; 2 - 90, 3 - 80. 4 - 070; 5 - 60; 6 - 50; 7 - 40; 8 - 30; 9 - 20; 10 - 10

Рисунок 4.10 - Зависимость температуры замерзания водных растворов гликолей от концентрации.

Потери вследствие растворимости гликолей в углеводородах невелики, однако они увеличиваются при наличии в конденсате ароматических углеводородов (рисунок 4.12, 4.13, 4.14). При наличии в конденсате ароматических углеводородов гликоли образуют пену и эмульсии, что отрицательно влияет на работу установки и увеличивает потери.



Рисунок 4.12 - Зависимость температуры регенерации гликолей от концентрации.

Рисунок 4.13 - Зависимость растворимости ДЭГ в природном газе от давления. Температура (в °С): 1 - 37,5; 2 - 25

Рисунок 4.14 - Зависимость растворимости гликолей в парафиновых углеводородах от температуры. 1 - ТЭГ; 2- ДЭГ



Рисунок 4.15 - Номограмма для определения понижения температуры образования гидратов природных газов и расхода ингибиторов 1 - LiCl; 2 - MgCl₂; 3 - NaCl; 4-NН₄ ; 5 - CaCl₂ ; 6 - СН₃ОН ; 7 - ЭГ; 8 - ДЭГ; 9 - ТЭГ

В некоторых случаях при эксплуатации скважин температура образования гидратов значительно снижается, на пример при обводнении скважин. Чем выше минерализация воды, поступающей из скважины вместе с газом, тем ниже температура образования гидратов. Присутствие нефти и дизельного топлива препятствует прилипанию образовавшихся гидратов к поверхности труб.

Понижение температуры образования гидратов, а так же расход того или иного ингибитора (из расчета на 1 кг выделившейся из газа влаги) можно определить по графику (рисунок 4.15).

5. Особенности применения метанола для предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа сеноманской залежи ЯГКМ

геологическая тектоника газ гидрат

В таблицах 5.1 и 5.2 представлены расчетные (прогнозные) расходы метанола для ингибирования теплоизолированных шлейфов кустов скважин при различных температурах в конце шлейфа и двух давлениях: 5,3 МПа и 4,4 МПа. При этом использована в основном (но с некоторыми дополнениями) методика расчета расхода метанола. Пластовая температура с небольшим запасом принята равной 30°С (варьирование, этой температуры в пределах нескольких градусов слегка меняет равновесную влажность газа в пластовых условиях, что несущественно влияет на расход метанола). Условия гидратообразования взяты «по метану» и описаны следующей аналитической зависимостью:

Т(К)=9,89lnР(МПа) (5.1)

Анализируя расчетные данные стоит отметить два существенных момента:

- имеет место резкий рост удельного расхода метанола даже при незначительном «попадании шлейфа в гидратный термобарический режим, что объясняется высокой растворимостью метанола в газовой фазе (фактически, для типичных гидратных шлейфов требуемый расход метанола составит 100 -- 200 г/1000 м³ );

- не очень большое увеличение расхода метанола вызывает появление пластовой воды в продукции газовых скважин (в количестве до 0,5 кг/ 1000 м³ газа).

Из анализа расчетных данных наглядно видно, что применение метанола для ингибирования систем внутрипромыслового сбора газа для северных месторождений не является полностью оптимальным техническим решением, хотя сейчас еще и неизбежным (в силу ряда несомненных достоинств метанола как ингибитора именно в северных условиях).

Таблица 5.1 - Удельный расход метанола для ингибирования шлейфов Ямбургского месторождения (сеноманская залежь) Давление в конце шлейфа 5,3 МПа (1997год) Пластовое давление 7,0 МПа, пластовая температура 30⁰С

Температура в конце шлейфа, 0С	Удельный расход метанола, г/1000нм3
	Без выноса пластовой воды (вода только конденсационная	При выносе пластовой воды 0,5кг/1000нм3 (в дополнение к конденсационной воде)	При выносе пластовой воды 1,0 кг/1000нм3
7,0	13	15	17
6,5	51	59	67
6,0	87	101	115
5,5	121	141	161
5,0	154	180	207
4,5	185	218	251
4,0	215	254	293
3,5	244	289	335
3,0	271	323	375
2,0	321	387	453
2,0	321	387	453
1,5	345	417	490
1,0	368	447	526
0,5	389	476	562
0,0	410	503	597

Таблица 5.2 Удельный расход метанола для ингибирования шлейфов Ямбургского месторождения (сеноманская залежь) Давление конца шлейфа 4,4 МПа (2000год) Пластовое давление 6,1 МПа

Температура в конце шлейфа, 0С	Удельный расход метанола, г/1000нм3
	Без уноса пластовой воды	При выносе пластовой воды 0,5кг/1000нм3	При выносе пластовой воды 1,0 кг/1000нм3
5,0	24	28	32
4,5	61	71	80
4,0	96	111	127
3,5	129	151	173
3,0	160	189	217
2,5	190	225	260
2,0	219	260	301
1,5	246	294	342
1,0	273	327	381
0,5	298	357	420
0,0	322	390	457

Следует также отметить, что при появлении в процессе эксплуатации месторождения так называемых ''слабых” «шлейфов», т.е. шлейфов в которых не обеспечивается вынос жидкой водной или водометанольной фазы (и при пробковом режиме течения газожидкостной смеси), проблема борьбы с гидратообразованием резко обостряется:

- требуются существенно большие удельные расходы метанола в связи с более низкими температурами газа в конце шлейфа;

- необходимо заблаговременно начинать ингибировать такие шлейфы метанолом -- примерно за неделю до прогнозируемого изменения температуры воздуха в переходной период от осени к зиме;

- целесообразно проводить мероприятия по периодической очистке таких трубопроводов от скопившейся жидкости с использованием эффективных современных технологий (например, гелевые поршни и пр.).

В ряде достаточно редких на сегодняшний момент случаев возможно попадание в гидратный режим и стволов эксплуатационных скважин. Кроме того, газогидратный термобарический режим скважин всегда имеет место при их газодинамических исследованиях. В этой связи проведены прогнозные расчеты расхода метанола и для ингибирования стволов скважин (с подачей метанола на забой скважины) при низких температурах газа на устьях, приведенных в таблицах 5.3 и 5.4

Таблица 5.3 - Удельный расход метанола для ингибирования стволов скважин Ямбургского месторождения (сеноманская залежь) Давление на устье скважины 5,9Мпа (1997год)

Температура в конце шлейфа, 0С	Удельный расход метанола, г/1000нм3
	Без выноса пластовой воды (вода только конденсированная)	При выносе пластовой воды 0,5кг/1000нм3	При выносе пластовой воды 1,0 кг/1000нм3
8,0	18	21	23
7,0	94	109	124
6,0	164	191	218
5,0	227	266	306
4,0	284	337	390
3,0	336	403	469
2,0	384	464	545
1,0	428	522	617
0,0	468	577	686

Таблица 5.4 Удельный расход метанола для ингибирования стволов скважин Ямбургского месторождения (сеноманская залежь) Давление на устье скважины 5,0 Мпа (2000год) Пластовое давление 6,1 МПа

Температура в конце шлейфа, 0С	Удельный расход метанола, г/1000нм3
	Без выноса пластовой воды (вода только конденсированная)	При выносе пластовой воды 0,5кг/1000нм3	При выносе пластовой воды 1,0 кг/1000нм3
7,0	не требуется	---	---
6,0	45	52	59
5,0	117	136	155
4,0	182	214	245
3,0	241	286	330
2,0	295	353	411
1,0	345	416	488
0,0	391	476	561

Проблема борьбы с гидратообразованием на поздней стадии разработки сеноманской залежи Ямбургского остаётся главным образом для небольшого количества "слабых" шлейфов. Для этих шлейфов необходимо проводить мероприятия по их периодической очистке от жидкой фазы: в противном случае, в шлейфах можно получать гидратные пробки (в момент резкого снижении температуры воздуха в зимнее время и, следовательно, недостаточной концентрации метанола в водной фазе застойных зон промыслового трубопровода). Рекомендуется для подобных внутрипромысловых коллекторов и шлейфов начинать заблаговременное их ингибирование метанолом (примерно за неделю до предполагаемого похолодания). При этом расход метанола приходится устанавливать исходя из минимально -- возможной температуры газа в конце шлейфа: некоторый избыточный расход метанола позволяет предупредить образование гидратных пробок в слабых шлейфах при резком ("внезапном" и неожиданном для персонала УКПГ) понижении температуры воздуха.[7].

6. Расчетная часть

6.1 Тепловой расчет шлейфов

Тепловой расчет шлейфа производится с целью оценки распределения температуры по его длине и определения места возможного образования гидратов.

Для расчета были использованы следующие исходные данные:

Расход газа в шлейфе, млн.м³/сут - 5.71

Давление газа на устье скважины, МПа - 4,9

Температура газа на устье скважины, К - 285

Температура окружающей среды, К - 238;

Относительная плотность газа по воздуху - 0,561

Внутренний диаметр шлейфа, м - 0,5

Наружный диаметр шлейфа, м - 0,53

Длина шлейфа, км - 10,0

Коэффициент сверхсжимаемости газа - 0,9

Изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг - 2,21

Коэффициент теплопередачи от газа

к окружающей среде, Вт/(м²·^°С) - 1,75

Эффект Джоуля-Томпсона D_i, ^°С/МПа - 2,5

Решение:

Конечное давление в шлейфе при известном начальном давлении определяется так:

P_К = , (6.1)

Коэффициент гидравлического сопротивления л зависит от режима движения газа. Для определения величины л используем формулу, предложенную Веймаутом:

л = 0,009407/d³, (6.2)

Среднюю температуру газа на расчетном участке вычисляют по уравнению:

Т = ТОС + , (6.3)

где Тос и Т_у - температура окружающей среды и на устье скважины соответственно, К; L - длина шлейфа, км; а - параметр Шухова, рассчитывают по формуле:

а = (6.4)

где К - коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа окружающей среде, Вт/(м·^°С), С - изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг, d_Н - наружный диаметр шлейфа, мм.

, тогда

При известном значении Р_К - давление на заданном участке шлейфа определяют по формуле:

Р_Х = , (6.5)

где x - расстояние от начала до расчетной точки шлейфа, км.

=4,8674МПа

Температура газа на заданном участке шлейфа может определяться по уравнению:

T_L = Т_ОС + (Т_У - Т_ОС)·е^-аL - D_i, (6.6)

где D_i - эффект Джоуля-Томпсона, то есть снижение температуры газа при понижении давления, С^°/МПа, для приближенных расчетов применяют D_i = 2,5 С^°/МПа; L - длина шлейфа, км.

Р_СР - среднее значение давления на расчетном участке шлейфа , определяется по уравнению :

Р_СР = , (6.5)

где РУ и РК - давление в начале и конце шлейфа, МПа

Температуру гидратообразования рассчитывают по формулам для положительных температур: ,(6.6)

Исходные данные. Состав газа:

	Уi	сi
Метан	0,96139	0,555
Этан	0,03339	1,049
Пропан	0,00052	1,542
i-бутан	0,00154	2,075
n-бутан	0,00019	2,075
С5+	0,00024	2,672
Азот	0,00169	0,697
угл.газ	0,00104	1,529

Получим приведенную плотность с_г':

,

где ?y_i' - сумма мольных долей гидратообразующих компонентов,

с_i - плотность компонентов

При В=20

282.2164К

Дальнейшее расчет Р,Т выполним в программе Micrjsoft Excel и занесем в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Результаты гидравлического и теплового расчета.

Расстояние от устья скважины, Х, км	Давление в участке газопровода, Рх, МПа	Температура газа в участке газопровода, Тl, К	Температура гидратообразования, Тg, К
Q = 5,71 млн. м3 сут., Тос = - 35 0С, Ру = 4,9 МПа, L = 10 км
0	4,9	285	282,22
1	4,9	283,63	282,21
2	4,89	282,29	282,19
3	4,87	280,99	282,16
4	4,85	279,73	282,12
5	4,82	278,5	282,06
6	4,78	277,3	281,99
7	4,73	276,14	281,91
8	4,68	275,01	281,82
9	4,62	273,91	281,7
10	4,56	272,84	281,58

Рисунок 5.3 - График зависимости температуры газа от расстояния 1 - температура газа в участке газопровода; 2 - тампература гидратообразования.

6.2 Расчет расхода метанола для предотвращения гидратообразования

Решение: количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определяться по уравнению:

G = g_ж + g_г + g_к ,

где g_ж - количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м³; g_г - количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м³; g_к - количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м³ газа, кг.

Значение g_ж определяют по уравнению:

g_ж = W·X₂/(X₁ - X₂), (6.7)

где Х₁ и Х₂ - массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;

W - количество воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м³.

Массовая доля ингибитора в исходном растворе (Х₁) относится к известным параметрам системы, Х₂ определяется по формуле:

Х₂ = , (6.8)

где М - молекулярная масса ингибитора; К - коэффициент зависящий от типа раствора.

Для метанола М = 32, К = 1220.

Значение необходимой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по формуле:

?t = Т_г - Т_р, (6.9)

где Т_г - температура гидратообразования газа, ?С; Т_р - температура газа в расчетной точке, ?С.

?t=8,74К, после определения ?t находят значение Х2 по формуле:

Х₂ = , =0,186493. Значение принимают на 10…20% больше его расчетного значения: =0,205142

Количество воды в жидкой фаз определяем по номограмме:

W =0,2г/м3, тогда

g_ж = W·X₂/(X₁ - X₂)=0,054352кг/1000м3

Количество ингибитора, необходимое для насыщения газовой фазы определяют по формуле:

g _г = 0,1•а•Х₂

где а - отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном растворе, определяем по номограмме:

а=15

Расчет ведется для сеноманской залежи ЯГКМ, в котором содержание углеводородов С5+ практически отсутствует, тогда значением g_к можно пренебречь.

G = g_ж + g_г + g_к = 0,054352+0,27974= 0,334092 кг/1000м3

По результатом расчета видно, что в зимнее время (Тос=-35) эксплуатации шлейфа гидраты образуются на расстоянии 2,5 км. Расход метанола на предотвращение гидратообразования составляет 0,33092 кг/1000м3[8].

Заключение

Основными факторами, определяющими условия образования гидратов природных газов, являются: состав газа, давление, температура, наличие свободной капельной влаги, а также степень ее минерализации. Для предупреждения образования гидратов в потоке газа необходимо устранить какое-либо из основных условий существования гидратов. В связи с этим основными методами борьбы с гидратами являются понижение давления, повышение температуры и ввод антигидратных ингибиторов. На сегодняшний день самым распространенным и действенным является именно последний метод. Определяющими критериями при выборе того или иного ингибитора являются технологическая эффективность, т.е. способность ингибитора понизить температуру гидратообразования на заданную величину, и возможность беспрепятственной доставки и ввода ингибитора в поток газа в условиях данного промысла. Также во внимание принимаются экономические соображения: стоимость и расход ингибитора, возможность регенерации ингибитора и ее стоимость, величина потерь ингибитора, стоимость сооружения системы ввода и др.

В данном курсовом проекте были рассмотрены различные виды ингибиторов гидратообразования, а также проведен тепловой расчет шлейфов, также расчет расхода метанола. Одним из основных ингибиторов, используемых в условиях крайнего севера, является метанол, ввиду его высокой эффективности и относительной дешевизны.

Список литературы

1. Истомин В.А. Современные системы сбора и промысловой обработки продукции газовых и газоконденсатных скважин: курс лекций.

2. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М., “Недра”, 1976, 198 с.

3. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., “Недра”, 1988, 575 с.

4. Коротаев Ю. П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.,Недра, 1984, с. 487.

5. Регламент по УКПГ-6 ООО “Ямбурггаздобыча”.

6. Отчет по геологии и разработке местрождений предприятия «Ямбурггаздобыча» за 2002 г. - РАО Газпром.

7. Отчет по теме 207.71.32. Проект разработки ЯГКМ. Том 1. ВНИИГАЗ, ТюменНИИГипрогаз. - 2001 г.

8. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции.: учебное пособие. - Уфа:Изд-во УГНТУ, 1995.-332 с.

Размещено на Allbest.ru