Реферат за темою випускної роботи
Перспективи розвитку газової промисловості в Росії в першу чергу пов'язані з освоєнням газових і газоконденсатних родовищ в районах Крайньої Півночі. Транспортування газу з цих родовищ здійснюється по магістральних трубопроводах, розташованих в зоні поширення багаторічномерзлих порід. На температурний режим роботи трубопроводів накладають жорсткі вимоги з метою забезпечення їх експлуатаційної надійності та безпеки вічної мерзлоти [1].
Конденсати ачимовских відкладень містять значну кількість фракцій важких вуглеводнів. Ці важкі фракції містять в значних кількостях нормальні парафінові вуглеводні. З цієї причини при температурах 30 ° С і нижче в конденсатах з'являється тверда фаза. При зниженні температури кількість твердої фази, зростає. У найближчій перспективі буде спостерігатися значне підвищення частини важкого парафінистої сировини в загальному обсязі видобутку рідких вуглеводнів на родовищах на півночі Тюменської обл. це призведе до відкладення парафінів в трубопровідних системах. У той же час магістральний конденсатопровод Уренгой - Сургут, який є єдиним видом транспорту викопного сировини на Сургутський ЗСК, не обладнаний підігрівниками і відповідним теплоізоляційним покриттям. У зв'язку з цим забезпечення надійності поставок обтяженого рідкого сировини на переробні потужності є на сьогоднішній день актуальним завданням.
1. Характеристика об'єкта дослідження
Об'єктом дослідження є процес відкладення парафінів в технології підготовки газу та конденсату на ачимовских відкладеннях Уренгойського родовища. Технологія реалізується на установці комплексної підготовки газу (УКПГ), призначеної для промислової підготовки природного газу і конденсату з пластової суміші з отриманням товарних газу і нестабільного конденсату (НК).
Ачимовской відкладення відносяться до газоконденсатних покладів природного газу. Пластова суміш характеризується підвищеним вмістом важких вуглеводневих фракцій і підвищеним вмістом нормальних алканових вуглеводнів в важких вуглеводневих фракціях.
Розробка покладів проводиться в умовах арктичного клімату. Температура пластової суміші на вході УКПГ складає від 20 до 40 ° С. Температура початку освіти парафіну становить близько 24 ° С. Конденсатопровід з підземної прокладкою без теплової ізоляції експлуатується при температурі грунту мінус 6 ° С і подачі товарного НК з температурою мінус 4 ° С. Таким чином, присутні умови парафіноотложеній в газозбірної мережі і конденсатопроводі. Існують умови для парафіноотложеній в технологічному обладнанні установки підготовки газу (УПГ), так як для неї використовується низькотемпературний процес.
2. Фізико-хімічні основи процесу парафінообразованія і парафіноотложеній
Вуглеводневий конденсат ачимовских відкладень містить від 4 до 5,6% мас. парафінів, до 0,55 мг / 100 мл смол і до 0,043% мас. асфальтенов. Випадання асфальтосмолисті і парафінових відкладень (АСПО) різко ускладнює процес збору і промислової підготовки пластової суміші. Процеси парафіноотложеній на стінках труб можуть початися вже в стовбурі свердловин і при зборі газорідинної суміші від кущів свердловин до УКПГ. Парафінізация обладнання імовірна по всьому технологічному ланцюгу.
На установках низькотемпературної сепарації це проявляється в підвищенні температури сепарації, збільшення перепаду тиску в теплообмінниках, зниженні в них коефіцієнта теплопередачі і погіршенні якості товарного газу [2].
Аналіз наявних даних експлуатації валанжинских і ачимовских відкладень Уренгойського родовища дозволяє зробити висновок, що при концентрації фракцій, що википають при температурах 253 ° С і вище, в рідкій фазі на рівні до 1,0% мас. відкладення парафінів на поверхні теплообмінного обладнання не відбувається [3].
Термін парафін застосовується в різних значеннях:
При охолодженні вуглеводневої суміші з рідини починають виділятися мікроскопічні тверді частинки, які складаються з нормальних алканових вуглеводнів. У міру зниження температури суміші частки парафіну продовжують рости і досягають певного розміру, після чого їх ріст припиняється. При подальшому зниженні температури утворюються частинки іншого складу. Частинки парафіну в рідини після припинення росту знаходяться в об'ємі розчину в підвішеному стані. При подальшому зниженні температури не відбувається укрупнення частинок за рахунок їх об'єднання.
Для протікання процесу парафіноотложеній з вуглеводневої суміші необхідно виконання наступних умов:
- перебування рідини при температурі нижче точки початку освіти парафіну;
- позитивна різниця між температурою парафінистої рідини і температурою стінки, обумовлена теплопередачей від потоку через стінку.
Парафіноотложеній відбувається по комплексному механізму. Частинки парафіну прикріплюються до стінки і охолоджуються. Відбувається прикріплення нових частинок парафіну до шару і їх зростання на ньому. Приєднання частинок до шару відкладень відбувається з захопленням рідини в просторі між частинками. Швидкість наростання відкладень обмежується турбулентністю потоку в пристінному просторі. У разі потоку з постійною витратою швидкість потоку підвищується в міру зростання шару внаслідок зниження площі вільного перерізу трубопроводу. Згодом відбувається старіння шару, яке супроводжується його зміцненням, зменшенням частини рідини.
Наслідком парафіноотложеній може бути як незначний шар парафіну в трубопроводі або обладнанні, так і істотний шар, який викликає значне перекриття перетину на довгих ділянках трубопроводу або в проточній частині апарату.
Якщо умови парафіноотложеній в потоці є періодичними, то при проходженні потоку з більш високою температурою можливе зниження товщини їх шару до повного розчинення і змиву вуглеводневої рідиною потоку.
При роботі в умовах освіти парафіну і присутності водної фази характерне утворення стійких емульсій типу конденсат у воді. вода в конденсаті та інших змішаних форм. Частинки парафіну є стабілізаторами таких емульсій [4].
Стосовно до технологічного устаткування УКПГ. відкладення парафіну можливо:
- в теплообмінному обладнанні охолодження газу в УПГ;
- в теплообмінному обладнанні кінцевого охолодження НК в установці підготовки конденсату.
Боротьба з парафіноотложеній в теплообмінниках полягає в попередженні та ліквідації АСПО. До основних способів належать:
- забезпечення умов, які виключають утворення парафіну;
- застосування обладнання, стійкого до відкладення забруднень;
- введення інгібітора парафіноотложеній.
Питома винесення рідини з первинних сепараторів більше 25 г / (тис. М 3) здатне привести до парафіноотложеній в апаратах. Принцип роботи сепараторів представлений на малюнку 1.
Малюнок 1 - Принцип роботи апарату: С-1 - сепаратор, потік 1 - пластова суміш, потік 2 - газ, потік 3 - конденсат
(Анімація: 6 кадрів, 10 циклів повторення, 27 кілобайт)
Для теплообмінників охолодження НК до вихідної температурі товарного конденсату неминучі умови роботи в галузі освіти парафіну. Тому застосований спіральний тип теплообмінників як найбільш стійкий до відкладення забруднень без застосування внутрішніх рухомих механічних частин. У спіральному теплообміннику потік завжди спрямований під кутом до поверхні передачі тепла і турбулізован, за рахунок чого забезпечуються високий коефіцієнт тепловіддачі і низька загрязняемость поверхні. На малюнках 2 - 5 показані принцип роботи і зовнішній вигляд спіральних теплообмінників.
Малюнок 2 - Принцип роботи апарату
Малюнок 3 - Вид на теплообмінні канали при знятої кришці апарату
Малюнок 4 - Вертикальна установка апарату
Малюнок 5 - Горизонтальна установка апарату
До основних способів ліквідації відкладень парафіну в теплообмінному обладнанні відносяться:
- періодичне механічне очищення обладнання;
- промивання стороннім фізичним розчинником;
- промивання гарячою вуглеводневої рідиною.
Промивання теплообмінників гарячої вуглеводневої рідиною зі складу технологічних потоків з поверненням рідини в технологічний процес дозволяють видалити розчинені АСПО без отримання додаткових відходів.
Для трубопроводів УКПГ. в яких вуглеводнева рідина може перебувати в умовах освіти парафіну, на додаток до теплоізоляції передбачається обігрів для роботи з теплою стінкою [4].
На малюнку 6 представлені результати розрахунку характеристик парафіноотложеній в конденсатопроводі для умов відсутності подачі інгібітору і початку роботи з чистою трубою при двох значеннях витрати і двох значеннях температури - 0 ° С і 4 ° C [4]. Значення температури грунту на глибині прокладки трубопроводу становить мінус 6 ° C. Розрахунки виконані на період часу 250 діб без урахування старіння шару парафіну.
а) температура 0 ° C; витрата 39,8 т / год.
б) температура 4 ° C; витрата 39,8 т / год
в) температура 0 ° C; витрата 201 т / год
г) температура 4 ° C; витрата 201 т / год
Малюнок 6 - Характеристики парафіноотложеній в конденсатопроводі при різних температурі і витраті
Результати розрахунку парафіноотложеній в конденсатопроводі добре узгоджуються із загальними властивостями процесу в умовах трубопровідного транспорту з тепловими втратами:
- при наближенні температури транспортується вуглеводневої середовища і навколишньої температури трубопроводу при постійній витраті вуглеводневої середовища інтенсивність парафіноотложеній знижується за рахунок зниження рушійної сили процесу - різниці температури середовища і внутрішньої поверхні стінки;
- при підвищенні швидкості транспортується вуглеводневої середовища інтенсивність парафіноотложеній знижується [4].
3. Фізико-хімічні основи процесу гідратоутворення
При розробці більшості газових і газоконденсатних родовищ виникає проблема боротьби з утворенням гідратів. При цьому об'ємна швидкість накопичення гідратів залежить від швидкості зміни вмісту вологи газу зі зміною тиску і температури.
Попередження освіти гідратів пробок здійснюється підтримкою досить високої температури на гирлах свердловин і на вході в УКПГ. Крім того, передбачається подача інгібітору гідратоутворення - метанолу на початку шлейфу і в місцях об'єднання газопроводів.
Можливі причини утворення гідратів:
- при знижених значеннях температури газу на гирлах свердловин;
- при виведенні шлейфів на режим при пуску і після довготривалого простою;
- до виведення шлейфів на їх повну продуктивність, при порівняно невеликих швидкостях руху газоконденсатной суміші;
- порушення цілісності ізоляції.
Найбільш вірогідні місця утворення гідратних і парафіногідратних відкладень:
- в місцях різкої зміни швидкості газового потоку;
- в місцях врізки шлейфів в газосборний колектор;
- на запірній арматурі [2].
Гідрати газів представляють собою кристалічні сполуки - включення (клатрати), - що характеризується строго визначеною структурою для різних газів. Вивченню структури гідратів газів присвячено досить багато робіт, основними з яких є дослідження Б. А. Нікітіна [5]. У гідратах молекули газу утримуються побудованої з молекул води кристалічною решіткою.
У практичних умовах видобутку і транспорту природних газів утворюються змішані гідрати, до складу яких можуть входити подвійні гідрати, великі порожнечі яких зайняті пропаном і ізобутаном, а малі - метаном, сірководнем, вуглекислотою та іншими, а також прості гідрати [6].
Форма зростання кристаллогидратов газів досить різноманітна. Вона залежить від складу газу і форми молекул газу. Чим менше молекулярна вага газу-гідратообразователя, тим більше прямолінійними виходять кристали гідрату. Гідрат метану зазвичай має кристали, близькі до прямолінійної форми. Гідрат пропану характеризується великим розмиванням форм. Природні гази, які складаються з сумішей окремих компонентів, утворюють змішані гідрати [7].
Незважаючи на високу токсичність, відносно високу вартість і складність регенерації, синтетичні спирти широко використовуються для боротьби з гідратами газів. Так, в 1972 р в газовій промисловості для попередження гідратів витрачено понад 70 тис. Т метилового спирту, тобто на кожну тисячу кубометрів видобутого газу було витрачено 0,3 кг спирту на боротьбу з гідратоутворення.
Суть процесу інгібування гідратів газів спиртами та ж, що і при інгібуванні електролітами, тобто змінюються структурні співвідношення чистої води і енергії міжмолекулярних зв'язків як в об'ємі води, так і в перехідному шарі на поверхні розділу розчин - газ і, як наслідок, зменшується пружність парів води. Але вплив спиртів трохи відрізняється від впливу електролітів. Якщо електроліти в будь-якої концентрації знижують температуру гідратоутворення, то спирти при певних тисках і малих концентраціях збільшують температуру гідратоутворення, а при високих концентраціях - її знижують (малюнки 7 і 8). Ймовірно, йде часткове заміщення пустот в структурі води радикалом СН3. з одночасним посиленням клатратообразованія з молекулами газу сусідніх вакантних пустот. Відомо, що зростання гідратної ланцюга сприяє організації льодоподібної структури по сусідству з органічної молекулою [6].
Малюнок 7 - Вплив концентрації спиртоводного розчинів і тиску на зниження температури гідратоутворення метану (p, кгс / см 2)
Малюнок 8 - Вплив концентрації спиртоводного розчинів і тиску на зниження температури гідратоутворення природного газу (C,% мас.)
Зі збільшенням концентрації спиртів у воді спостерігаються порушення структурної організації води і клатратообразующіх агрегатів і, як наслідок, зменшення ймовірності гидратообразования. Зі збільшенням концентрації спирту структура спиртового розчину наближається до найбільш укріпленої структурі самої води. При цьому одна молекула спирту оточується чотирма молекулами води. Це припущення підтверджується певної швидкості звуку, теплоти змішання, адіабатичній стисливості розчинів.
Розбіжність ефекту зниження температури гідратоутворення для газів неоднакового складу і різних тисків підкреслює факт розбіжності структурних змін розчину вода - газ при наявності третього компонента (інгібітора). Цей факт добре узгоджується зі зміною розчинності газів у воді при змінних тисках [6].
На підставі виконаної роботи можна зробити такі висновки: