"Собеседник": свежие новости мира, бизнеса сегодня sobesednik.ru

Аналитика



Системы автоматики и телемеханизированного управления магистральными нефтепроводами

СИСТЕМЫ АВТОМАТИКИ Л ^ И ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННОГО < УПРАВЛЕНИЯ I W МАГИСТРАЛЬНЫМИ глава    Н ЕФТЕП РОВОДАМ И

Автоматизация и телемеханизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) должны обеспечивать безопасную и безаварийную организацию эксплуатации их при оптимальном числе обслуживающего персонала.

Средства автоматизации магистральных нефтепроводов предназначены для контроля и управления объектами МН из операторной нефтеперекачивающей станции (НПС), местного диспетчерского пункта (МДП), районного диспетчерского пункта (РДП) или центрального диспетчерского пункта (МДП), а средства телемеханизации — для дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из РДП или ЦДП.

С развитием систем автоматизации и переходом на микропроцессорные системы автоматизации должны решаться задачи мониторинга значений технологических параметров и параметров состояния технологического оборудования, анализа режимов работы технологического оборудования в реальном масштабе времени.

13.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Система автоматизации объектов магистральных нефтепроводов предназначена для контроля, защиты и управления. Система автоматически должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима и его изменение по командам оператора.

Система автоматизации магистральной насосной должна обеспечивать:

централизацию контроля и управления магистральной и подпорной насосной;

автоматическую защиту магистральной и подпорной насосной;

автоматическую защиту и управление магистральными и подпорными насосными агрегатами;

автоматическое регулирование давления; автоматизацию вспомогательных систем; автоматическое пожаротушение.

При размещении на общей площадке нескольких магистральных насосных следует совмещать для них решение задач автоматизации и телемеханизации, которое включает:

управление магистральными насосными агрегатами, вспомогательными системами, задвижками подключения НПС к магистральному нефтепроводу, задатчиками автоматических регуляторов давления и системой автоматического пожаротушения;

обеспечение измерения и регистрации давления на приеме и выходе НПС (до и после регуляторов давления), а также измерение перепада давления на фильтрах и температуры перекачиваемой нефти на приеме НПС;

срабатывание предупредительной и аварийной сигнализации;

управление задвижками устройства приема и пуска (пропуска) скребка и сигнализации положения задвижек; переключение на управление из МДП или РДП.

К основным функциям системы автоматизации НПС относятся функции защиты, управления и контроля.

Остановимся на содержании функций защиты, которые реализуются на общестанционном и агрегатном уровне.

Общестанционные защиты должны отключать оборудование НПС по параметрам:

минимальное давление на приеме НПС; максимальное давление в коллекторе НПС до узла регулирования давления;

максимальное давление на выходе НПС после узла регулирования давления;

максимальный перепад на регуляторе давления; минимальное давление в системе маслоснабжения; затопление помещения магистральных насосов (или общего укрытия);

пожар в помещениях со взрывоопасными зонами;

превышение допустимого уровня загазованности в помещениях со взрывоопасными зонами;

понижение давления в камерах беспромвальной установки;

достижение аварийного уровня нефти в резервуаре — сборнике утечек.

Агрегатные защиты должны отключать магистральные насосные агрегаты по параметрам:

минимальное давление масла (при принудительной системе смазки);

максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса;

повышенная утечка нефти через уплотнения;

минимальное избыточное давление в корпусе электродвигателя;

максимальная вибрация;

неисправность цепей управления и защит электродвигателя;

иным параметрам, предусмотренным технической документацией заводов-изготовителей.

Ряд защитных функций выполняется с помощью автоматической защиты, в том числе: отключение работающих магистральных насосных агрегатов; включение (или отключение) вспомогательных систем; сигнализация о возникновении повреждения.

В зависимости от параметра, по которому сработала защита, она должна осуществлять одновременное отключение всех работающих агрегатов; поочередное отключение работающих агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Для защиты магистрального трубопровода и магистральных насосных агрегатов по давлениям на приеме НПС, на выходе насосов и выходе НПС должны, как правило, применяться две защиты по давлениям. Эти защиты настраиваются на разные значения по давлениям (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование.

Защиты по аварийным давлениям должны предусматривать одновременное отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов. Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного агрегата. При повторном достижении предельного параметра должно осуществляться отключение следующего агрегата и т.д.

Уставка защиты по предельному давлению на выходе насосной должна устанавливаться выше, чем задание регулятору давления на выходе насосной в установившемся режиме (рабочего давления насосной) для обеспечения "зазора безопасности" при работе системы автоматического регулирования давления в допустимых пределах.

Разница уставок между защитами по предельному и аварийному давлению на выходе насосной должна обеспечивать селективность срабатывания защит.

Срабатывание автоматических защит по давлению на приеме насосной должно осуществляться с выбираемой (в пределах до 15 с) выдержкой времени, необходимой для исключения их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключении агрегатов на соседних станциях и т.п. При отсутствии необходимого запаса по давлению допускается настройка датчиков защиты по давлению на приеме насосной на одинаковое значение давления и срабатывание защит с разными выдержками времени с интервалом 5 —8 с.

При отключении по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе или перегрузкой энергосистемы, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из МДП или РДП после выяснения причины нарушения режима. Для общестанционных защит должен осуществляться запрет дистанционного пуска магистральных насосных агрегатов из МДП и РДП с возможностью снятия блокировки по месту (из операторной). Этот запрет не должен препятствовать управлению вспомогательными системами и задвижками подключения насосной к магистрали.

Функции управления должны предусматривать возможность управления НПС из операторной, МДП и РДП. При этом магистральные насосные агрегаты могут работать в автоматическом (при пуске из операторной, МДП или РДП), резервном, кнопочном и испытательном режимах.

Пуск магистральных насосных агрегатов может осуществляться на открытую (полностью), закрытую и открывающуюся задвижку.

Функции контроля заключаются в следующем: контроль за соответствием текущих значений основных технологических параметров значениям, предусмотренным правилам технической эксплуатации МН;

контроль за изменением состояния оборудования НПС, срабатывания защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией;

непрерывный мониторинг значений технологических параметров, параметров состояния оборудования.

13.2. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА И УПРАВЛЕНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НАСОСНЫМИ АГРЕГАТАМИ

Управление магистральными насосными агрегатами может осуществляться в следующих режимах:

автоматический, в котором пуск или остановка агрегата происходит по программе при получении соответствующей команды непосредственно из операторной, МДП или пункта управления более высокого уровня;

резервный, в котором осуществляется автоматическое включение данного агрегата при отключении из-за неисправности одного из работавших насосных агрегатов устройствами защиты работавшего агрегата. При переводе агрегата в "резервный" режим должна быть выполнена часть программы запуска, предшествующая включению масляного выключателя;

кнопочный, в котором управление каждым элементом агрегата выполняется по индивидуальным командам из операторной или по месту;

испытательный, в котором проводится проверка работы схемы управления агрегатом без включения масляного выключателя (или приводов всех элементов магистрального насосного агрегата).

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схемы электроснабжения и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные программы пуска, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска основного электродвигателя: на открытую (полностью) задвижку; на закрытую задвижку;

на открывающуюся задвижку (задвижка стронулась с закрытого положения или находится в промежуточном положении).

Программа пуска "на открытую задвижку" является предпочтительной, так как обеспечивает наименьшие динамические нагрузки в трубопроводной обвязке агрегата и наименьшие хлопки обратных клапанов, установленных на обводной линии насосов. Программу рекомендуется применять, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы.

Программа пуска "на закрытую задвижку" применяется, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.

Программа пуска "на открывающуюся задвижку" применяется, когда неприемлема программа "на открытую задвижку" и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке.

Программа автоматического отключения должна предусматривать остановку магистрального насосного агрегата, а также закрытие задвижек агрегата.

При срабатывании систем автоматической защиты магистральной насосной или магистрального насосного агрегата должна выполняться программа автоматического отключения магистральных насосных агрегатов, переведенных на автоматический и резервный режимы.

В схемах автоматики магистрального насосного агрегата рекомендуется предусматривать:

время задержки срабатывания защиты (по вибрации) на период переходного процесса при включении и отключении любого из магистральных насосных агрегатов (в пределах до 15 с);

прекращение программы пуска агрегата и остановку задвижек при получении команды на его отключение до завершения ранее выполнявшейся программы запуска;

отключение агрегата и выдачу аварийного сигнала при произвольном изменении положения любой из задвижек включенного агрегата, работающего в автоматическом или резервном режиме;

подачу команды на включение основного электродвигателя коротким импульсом длительностью 1 с;

постоянный контроль за исправностью цепей включения и отключения масляного выключателя;

перевод в другой режим управления без изменения состояния агрегата, если такое изменение не предусматривается при переводе в другой режим.

Для каждого магистрального насосного агрегата, кроме показывающих манометров, для контроля за давлением на приеме и выходе насоса следует устанавливать приборы контроля за давлением масла (при принудительной смазке), охлаждающей воды, а также кнопки аварийного отключения (при размещении насоса и электродвигателя в разных помещениях кнопки отключения устанавливают в обоих помещениях) .

Аппаратура автоматики, устанавливаемая в операторной, может предусматривать:

сигнализацию состояния основного электродвигателя (включен, отключен) и параметров срабатывания автоматической защиты агрегата;

автоматическое управление агрегатом и перевод его в различные режимы работы;

измерение мощности, потребляемой электродвигателем (или силы тока), и длительности (в часах) работы агрегата;

контроль за температурой обмоток статора электродвигателя, подшипников насосного агрегата, охлаждающей воды (или воздуха), корпуса насоса, если это предусматривается документацией на агрегат.

Индикация состояния агрегата и режима его работы, наличия аварийного состояния осуществляется селективно, а остальную информацию допускается воспроизводить по вызову.

13.3. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА И УПРАВЛЕНИЕ ПОДПОРНЫМИ НАСОСНЫМИ АГРЕГАТАМИ

Система автоматизации подпорных насосных должна обеспечивать:

централизацию контроля и управления подпорной насосной;

автоматическую защиту подпорной насосной; автоматическую защиту и управление подпорными насосными агрегатами;

автоматизацию вспомогательных систем.

При централизации контроля и управления следует предусматривать:

дистанционное управление каждым подпорным насосным агрегатом;

сигнализацию состояния агрегата (включен, отключен, аварийно отключен);

дистанционное управление задвижками на коллекторах подпорной насосной;

автоматическое включение резервного подпорного агрегата.

Система автоматической защиты подпорного насосного агрегата должна обеспечивать его остановку при неисправности. Объем параметров защиты определяется заводом-изготовителем агрегата (насоса и двигателя).

Система управления агрегатом должна предусматривать возможность управления агрегатом в автоматическом, резервном и испытательном (рекомендуется) режимах.

Автоматическое управление агрегатом должно предусматривать выполнение заданной программы его включения или отключения при получении соответствующей команды из пункта управления (операторной, МДП или РДП).

Последовательность выполнения программы при включении и отключении должна определяться исходя из особенностей конструкции агрегата и технологической схемы подпорной насосной.

При необходимости схема автоматического управления должна включать управление вспомогательными системами агрегата в нерабочем состоянии (подогрев масла, циркуляция нефти, опорожнение коллектора и т.п.).

У каждого подпорного насоса по месту должны устанавливаться показывающие манометры для контроля за давлением на выходе.

Конструкция отборных устройств для контроля за давлением подпорных насосов должна обеспечивать их работоспособность при низких температурах окружающего воздуха.

13.4. АВТОМАТИЗАЦИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

Система автоматизации вспомогательных сооружений включает автоматизацию систем водоснабжения, канализации, теплоснабжения (котельной), а также автоматизацию дизельных электростанций (ДЭС).

Автоматизация вспомогательных систем имеет целью своевременное включение и отключение механизмов и, при необходимости, регулирование соответствующих параметров работы систем для обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования.

Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции) являются общими для всех агрегатов, всегда работают при работающих магистральных и подпорных агрегатах, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может проводиться также общей командой и может выполняться автоматически после остановки всех агрегатов.

Одновременно с включением и отключением вспомогательных систем может осуществляться открытие и закрытие задвижек подключения НПС к магистральному трубопроводу.

Системы вентиляции, служащие для создания подпора в помещениях, камерах или оборудовании, и системы приточной вентиляции для взрывоопасных помещений должны включаться перед пуском магистральных и подпорных насосных агрегатов.

При установке в помещениях со взрывоопасными зонами сигнализаторов загазованности с двумя пределами сигнализации при достижении первого (предельного) уровня загазованности должны включаться системы аварийной вентиляции и подаваться звуковой и световой сигналы.

При длительном сохранении концентрации выше предельного (порядка 10 мин) рекомендуется осуществлять отключение всех работающих насосных агрегатов.

В системе централизованной смазки рекомендуется предусматривать:

регулирование, измерение и сигнализацию температуры масла;

сигнализацию максимального и минимального уровней в баках маслосистемы;

сигнализацию максимального и минимального уровней в аккумулирующем баке при работе маслосистемы.

Насосы откачки утечек нефти могут управляться автоматически в зависимости от предельных уровней в резервуаре-сборнике. Автоматическое отключение насоса, откачивающего нефть из резервуара-сборника, может проводиться по минимальному уровню или через определенное время после включения. Аналогично может осуществляться автоматизация откачки утечек для подпорных насосных, резервуарных парков и т.д. На НПС без емкости следует учитывать блокировку запуска насоса, выполняющего откачку утечек на прием магистральной насосной, в случае, если давление в магистрали на приеме превышает максимальное давление, а также при отключении насосной от магистрали.

В системе откачки утечек рекомендуется предусматривать автоматическое включение резервного насоса параллельно основному, если через заданное время (порядка 1 мин) после запуска основного насоса уровень в сборнике не снизится.

Схема откачки утечек на НПС без емкости должна предусматривать контроль за аварийным максимальным уровнем в емкости сбора утечек с помощью самостоятельного датчика, несвязанного с предельными уровнями.

На всех НПС магистральных нефтепроводов должно предусматриваться автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами согласно СНиП 2.04.09-84.

Системы автоматического пожаротушения должны одновременно выполнять функции автоматической пожарной сигнализации.

Система автоматического пожаротушения должна включать:

автоматическую световую и звуковую сигнализацию в пункте управления и защищаемом помещении о возникновении пожара;

автоматическое, дистанционное и местное управление средствами автоматического пожаротушения;

автоматическую защиту помещений и оборудования по пожару — автоматическое отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения магистральной насосной к нефтепроводу или резервуарному парку, отключение системы вентиляции в защищаемом помещении и включение аварийной вентиляции при срабатывании газосигнализаторов согласно СНиП 2.04.05-91;

устройства переключения с автоматического пуска на ручной с соответствующей сигнализацией.

Селективная сигнализация пожара, дистанционное управление средствами автоматического пожаротушения должны предусматриваться в операторной (или МДП) с дублированием сигнализации о пожаре и срабатывании системы автоматического пожаротушения на пожарном посту.

Автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами может быть пенным или порошковым.

Автоматизация пенного пожаротушения должна включать:

автоматическое и дистанционное включение насосов раствора пенообразователя;

автоматический пуск рабочих насосов, в том числе и насосов-дозаторов;

автоматический пуск резервных насосов, в том числе и насоса-дозатора, в случае отказа пуска рабочего насоса (или рабочий насос не выходит на режим) в течение установленного времени;

автоматическое открытие запорной арматуры с электроприводом;

местное управление устройствами компенсации утечки раствора пенообразователя и сжатого воздуха из трубопроводов и гидропневматических емкостей;

местное и дистанционное включение насосов; отключение автоматического пуска насосов; автоматический контроль за приборами, регистрирующими срабатывание узлов управления и формирующими импульс на включение пожарных насосов и насосов-дозаторов;

автоматический контроль за аварийным уровнем воды, пенообразователя в емкости, дренажном приямке;

контроль за исправностью звуковой и световой сигнализации в помещениях и на территории; отключение звуковой сигнализации.

Формирование командного импульса автоматического пуска насоса-дозатора осуществляется элементами электроуправления, фиксирующими пуск пожарного насоса.

Автоматизация порошкового пожаротушения должна включать:

автоматический пуск системы;

отключение и восстановление режима автоматического пуска системы;

дистанционный пуск системы;

контроль за исправностью электрических цепей управления пиропатронами (определение обрыва);

контроль за давлением воздуха (азота) в баллонах; контроль за световой и звуковой сигнализацией; отключение звуковой сигнализации.

На объектах магистральных нефтепроводов должны применяться тепловые или световые датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели). Пожарные извещатели теплового типа (тепловые извещатели) должны иметь температуру срабатывания, на 20 — 40 °С превышающую максимальную температуру окружающего воздуха.

Датчики пожарной сигнализации в резервуарах дрлжны устанавливаться рядом с пеногенераторами и их число соответствовать числу пеногенераторов. В каждой точке необходимо установить по два извещателя.

Запуск системы автоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании двух датчиков пожарной сигнализации (пожарных извещателей). Эта схема может быть реализована двумя лучами, к которым подключены разные датчики, или с помощью пожарного концентратора, принцип действия которого позволяет определить число сработавших в луче датчиков.

Тепловые пожарные извещатели следует устанавливать на

зво потолке на расстоянии 100 — 300 мм от перекрытия, допускается подвеска извещателей на тросе. Кроме того, их необходимо монтировать в каждом отсеке потолка, ограниченном строительными конструкциями (балками, прогонами, ребрами плит и т.п.), выступающими от потолка на 0,4 м и более.

В одном помещении следует устанавливать не менее двух пожарных извещателей.

Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматривать селективное управление запорными устройствами на линиях подачи пены к защищаемым объектам, а также задержку подачи пены на время, определяемое плавлением легкоплавких замков пенокамеры или соображениями техники безопасности.

Аппаратура автоматического управления насосами пожаротушения и запорными устройствами на пенопроводах может устанавливаться в помещении пожарных насосов или операторной (МДП) НПС.

Схемы управления насосами и запорными устройствами в системе автоматического пожаротушения могут предусматривать возможность независимого автоматического, дистанционного и местного управления.

Включение системы автоматического пожаротушения должно сигнализироваться в защищаемом помещении световым и звуковым сигналами. Световой сигнал должен устанавливаться в обслуживаемых помещениях в месте, доступном для обзора из любой точки помещения, а в необслуживаемых помещениях — перед входом в помещение.

При пожаротушении световой сигнал оповещения в виде надписи на световом табло "Пена — уходи" и звуковой сигнал оповещения должны выдаваться одновременно в пределах защищаемого помещения.

Система водоснабжения должна предусматривать автоматическую подачу воды в резервуары противопожарного запаса, а также закрытие задвижек на линиях подачи воды в систему производственно-технического водоснабжения при минимальном уровне в этих резервуарах и при включении пожарных насосов.

Дистанционный контроль за уровнем и температурой воды в наземных резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя может осуществляться сигнализацией предельных уровней в операторной (МДП).

В операторной (МДП) следует предусматривать световую сигнализацию:

положения задвижек на линиях подачи пены к защищаемым помещениям;

максимального и минимального давления в сети подачи воды при работе насосов пожаротушения;

работы и неисправности насосов системы автоматического пожаротушения;

предельных уровней и температуры воды в резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя; отключения звуковой сигнализации о пожаре; отключения автоматической подачи пены в насосную.

13.6. ОБЪЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ ОПЕРАТОРНОЙ (МДП)

Задачи управления, регулирования, измерения и сигнализации обычно решаются на уровне операторной (или МДП).

Объекты управления; магистральные и подпорные насосные агрегаты; подготовка насосной; насосы системы пожаротушения; задвижки узла подключения, резервуарного парка, узла учета, на линиях подачи пены; деблокировка сигналов защит по давлениям; аварийная остановка насосной.

Объекты регулирования — давление на приеме и выходе насосной.

Объекты измерения: давление на входе в резервуарный парк, приеме и выходе насосной, выходе насосов; расход по трубопроводу; параметры качества нефти (на станциях с емкостью); уровень нефти в резервуарах; давление на входе узла учета.

Объекты сигнализации: магистральные, подпорные насосные агрегаты (включен, готов к дистанционному запуску, авария, в резерве); подготовка насосной (включено); насосы системы пожаротушения (включено); задвижки узла подключения, резервуарного парка, узла учета, на линиях подачи пены (открыто, закрыто); скребок (принят, запущен); пожар в защищаемом помещении; загазованность насосной; затопление насосной; переполнение резервуаров-сборников; неисправность вспомогательных систем; неисправность вспомогательных сооружений; аварии вспомогательных систем и сооружений; повышенное давление в подводящем трубопроводе; срабатывание защиты по переливу; превышение расхода в резервуарном парке; предельный и аварийный уровни в резервуарах; отключение параметров качества нефти; неисправность пункта учета нефти.

Система автоматизации также должна выполнять функции отображения и регистрации, расчета и анализа эксплуатационных параметров работы основного оборудования, документирования и архивации, связи.

13.7. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Средства телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС из РДП или ЦДЛ.

Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, оборудование инженерных сооружений и энергохозяйства.

Телемеханизация должна обеспечивать: централизованный контроль за режимом работы нефтепровода для обеспечения его безаварийной работы и оптимизации режимов работы;

централизованное управление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками;

централизованный сбор информации о возникновении аварийных ситуаций для сокращения времени локализации аварий;

централизованный сбор информации о режиме работ и техническом состоянии оборудования.

Системы телемеханики должны удовлетворять следующим требованиям:

телесигнализация аварийных сообщений и телеуправление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками для локализации аварийных ситуаций должны иметь быстродействие в пределах 2 —5 с;

цикл опроса телеизмерений состояния оборудования и режимов работы нефтепровода должен приниматься в пределах 20 — 40 с.

Объектами телемеханизации являются: магистральные и подпорные насосные; вспомогательные системы; резервуарные парки; узлы учета нефти; узлы приема и пуска (пропуска) устройств очистки и диагностики трубопровода; энергохозяйство.

звз

Система телемеханики НПС должна выполнять следующие функции:

контроль за состоянием магистральных и подпорных насосных агрегатов, положением запорной арматуры и изменением ее состояния, срабатыванием аварийных защит, отключением электропитания и переходом на резервное питание, переходом на местное управление, подготовкой магистральных и подпорных насосных агрегатов к дистанционному управлению, подготовкой задвижек к дистанционному управлению, приемом и пуском устройств очистки и диагностики;

управление оборудованием НПС (магистральная насосная, вспомогательные системы, подпорная насосная, узлы приема и пуска (пропуска) устройств очистки и диагностики, резер-вуарный парк);

измерение посредством датчиков давления, датчиков температуры и вибрации, средств измерения электрических параметров (силы тока, напряжения, мощности);

обмен информацией с уровнем РДП по телемеханическим протоколам, а также с системой автоматики по стандартным интерфейсам.

13.8. ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА

ОАО "АК “ТРАНСНЕФТЬ”

Информационная система ОАО "АК "Транснефть" в настоящее время представляет набор программных комплексов, каждый из которых используется для организации информационного обеспечения в своей процессной области. Все программные комплексы (кроме фи-нансово-экономического блока и управления персоналом) располагаются на трех уровнях: ОАО "АК "Транснефть"; ОАО МН, районное нефтепроводное управление (РНУ).

Между уровнями происходит обмен данными как сверху вниз, так и снизу вверх, т.е. исходные данные, формируемые на уровне РНУ, собираются в МН и затем сходятся на уровне АК. С уровня АК происходит репликация обработанной информации.

Рассмотрим отдельные программные комплексы, составляющие информационную систему АК "Транснефть".

Автоматизированная система контроля и иполнения договоров (АСКИД) предназначена для оперативного учета и ведения документов различных видов, подготовки отчетов, сопровождающих процессы приема, транспортировки и сдачи нефти, а также для решения специальных задач, обеспечивающих мониторинг и управление указанными процессами (табл. 13.1).

Система диспетчерского контроля и управления (СДКУ) предназначена для обеспечения диспетчерского контроля над технологическим процессом транспортировки нефти, а также для управления технологическим процессом и предоставления информации о его состоянии другим информационным системам. Система работает на трех основных уровнях: центральный диспетчерский центр (Т ТЛ11), территориальный диспетчерский центр (ТДЦ), региональный диспетчерский центр (РДЦ) (табл. 13.2).

Таблица 13.1

Основные функция системы и подразделения, где эти функции используются

Функция

Подразделение

Ведение справочников: организации, маршруты, тарифы, служебная информация

Ведение и учет договоров с грузоотправителями в AK, передача договоров в АО. Заключение договоров подряда (АК с АО)

Ведение маршрутных поручений (МП), оперативный контроль и учет их выполнения Формирование и учет заданий на платеж Учет движения нефти в валовых показателях (оперативный учет, товарный учет, инвентаризация по результатам месяца)

Учет качества нефти (реализовано в подзадаче АСКАН)

Формирование "баланса нефтепроизводителя" по каждому ОАО и АК (учет сдачи, приема, остатков нефти)

Формирование “Актов сверки" по МП и грузоотправителям в целом

Подготовка "Актов выполненных услуг по договору

подряда", счетов фактур и "Электронных карточек на

перекачку партии нефти". Расчет налогов

Контроль взаиморасчетов, выявление задолженности.

Подготовка реестров реализации

Визуализация данных валового учета перекачанной

нефти

АК, ОАО. РНУ,

ПСП

АК, ОАО

АК, ОАО, РНУ.

ПСП

АК

АК, ОАО, РНУ. ПСП

РНУ. ПСП

АК, ОАО, РНУ. ПСП

АК

АК

АК

АК, ОАО, РНУ

Таблица 13.2

Основные функции системы и подразделения, где эти функции используются

функция

Подразделение

Сбор сигналов от датчиков Отображение состояния объектов на мнемосхемах

Дистанционное управление агрегатами НПС

МДП

ЦДЦ, тдц МДП, РДЦ, тдц

РДЦ получает данные системы телемеханики на линейных участках трубопроводов. Далее полученные данные аккумулируются и периодически передаются в ТДЦ и ЦДЦ. Управление отдельными системами линейных участков возможно с любого уровня, но реально осуществляется только в РДЦ.

Систему "СКУТОР" можно представить как единую справочную систему с базой данных по всей инфраструктуре ОАО "АК "Транснефть", ориентированную на управление техническим обслуживанием и ремонтом объектов нефтепроводов и решение специфических расчетных задач, связанных с этими процессами.

Система "СКУТОР" обеспечивает:

обобщенное, схематическое изображение сети трубопроводов с нанесенными на нее основными объектами и сооружениями, обеспечивающими транспорт нефти (нефтепровода, НПС, РП);

возможность детализации и вызова технологических схем и соответствующих объектов транспорта нефти путем выбора их на схеме;

получение справочных (паспортных) данных по объектам, в том числе и по соответствующим элементам схем; расчет статического и динамического стока нефти; получение отчетных форм и экспорт данных.

Основные функции системы:

1. Получение справочной информации (в том числе и в графическом виде) по следующим элементам инфраструктуры:

вдольтрассовые сооружения; внутритрубные обследования; грунты;

документы — схемы, акты, отчеты, письма (показ документов, получение отчетов о наличии схем и отчетов по привязкам); изоляция;

номенклатура ЦБПО;

НПС (показ информации об оборудовании, установленном на НПС);

нормативно-справочная информация (НСИ) нормативные документы, параметры типов нефти, параметров типов грунтов, сортамент труб, классы оборудования и их паспорта, сведения об организациях;

отказы и аварии (отображение имевших место аварий за выбранный период времени на схемах ОАО с помощью графических значков);

профили участков нефтепроводов (показ профиля данного участка в графическом виде и распечатка его, отображение километровых столбов участков);

паспорт нефтепровода (дополнительно по сведениям об НПС, находящихся на нем, и его участках); пересечения нефтепроводов; подводные переходы; раскладка труб; резервуарные парки;

ремонты линейной части (отображение проведенных работ за выбранный период времени на схемах ОАО с помощью условных графических значков); узлы учета нефти; установленное оборудование; участки (перегоны НПС — НПС); электрохимзащита; энергоснабжение.

2.    Графическое изображение укрупненных схем нефтепроводов (с возможностью детализации в интерактивном режиме) и вывод этих схем на печать.

3.    Отображение на схемах аварий и ремонтов.

4.    Ведение информации о внутритрубных исследованиях, а именно:

перенос, привязка и корректировка данных системы "Эксперт";

привязка данных внутритрубных обследований к геодезическим ориентирам;

коррекция данных внутритрубной диагностики; получение отчетов о внутритрубных исследованиях.

5.    Расчет статического стока (самостока) нефти.

6.    Расчет динамического стока нефти.

Информация в системе "СКУТОР" делится (в известной степени условно) на неоперативную со временем обновления не менее месяца и оперативную со временем обновления до месяца.

Работая с системой "СКУТОР", пользователь может: просматривать данные неоперативной информации через табличные формы просмотра информации;

добавлять, изменять, удалять данные неоперативной информации через табличные формы ввода информации;

вызывать расчетные задачи, включенные в систему, и пользоваться результатами расчетов;

просматривать схемы магистральных нефтепроводов, их участков, отдельных объектов (таких, как НПС), осуществляя переход от одних схем к другим или, работая со схемой, вызывать информацию по конкретному объекту из табличной формы просмотра;

отображать аварии и ремонты на нефтепроводах в виде значков на соответствующих схемах;

получать отчетные формы, предусмотренные системой "СКУТОР";

осуществлять экспорт данных из системы в некоторые другие приложения, такие как, MS Word, Excel для создания своих собственных отчетов;

работать с оперативной информацией системы, просматривая и (если даны соответствующие права) корректируя соответствующие данные.

Для пользователей существует система разграничения прав доступа по должностям и отделам.

В состав системы "СКУТОР" входят следующие компоненты:

SKYTOR — ядро системы, включающее библиотечные модули, которые обеспечивают передачу управления между различными базами данных (БД) и компонентами системы, а также запуск прикладных задач;

CLIENTS — клиентская часть справочной БД, содержащая модули, запросы, формы, локальные таблицы, настройки, средства администрирования, обеспечивающая запуск прикладных задач других компонент системы, поддерживающая ввод (модификацию), а также отбор данных (по фильтрам);

CONSTRU8 — программы БД конструктивных элементов технологического оборудования;

GRAMS — компонент, реализующий привязку элементов технологических схем и другой графической информации к прочим объектам БД системы "СКУТОР";

ORGANS — справочник организаций и их телефонов;

SPIDER — компонент сбора оперативной информации;

STOKLIB — компонент, решающий задачу расчета статического стока нефти;

DINSTOK — компонент, решающий задачу расчета динамического стока нефти;

HLP — hip-файлы справочной системы.

К системе "СКУТОР" можно подключать дополнительные модули:

информационные подсистемы просмотра данных на основе программы SLIDER по отдельным техническим заданиям ОАО и РНУ;

подсистему просмотра данных внутритрубных обследований центра технической диагностики (ЦТД) "Диаскан", обеспечивающую разбор файлов отчетов ЦТД и загрузку их в БД а также графическую интерпретацию результатов на основе программы SLIDER.

Основной объем информации вносится в систему на уровне РНУ с последующим уточнением и корректировкой на уровне ОАО. На уровне АК предусматриваются минимальные корректировки информации в системе.

Программное обеспечение системы "СКУТОР" можно разделить на две группы: серверная часть и клиентская часть.

Серверная часть состоит из ядра системы, обеспечивающего функционирование компонентов системы "СКУТОР"; технологических схем транспорта нефти и других графических материалов; конструктивных элементов технологического оборудования; оперативных данных; справочников — телефонных абонентов и сведений об организациях; информации о состоянии объектов нефтепроводов.

Клиентская часть позволяет просматривать технологические схемы транспорта нефти и получать доступ к формам отображения информации как путем непосредственного указания элементов на схемах, так и посредством кнопочного управления из форм. Функции просмотра схем и построения графиков сделаны в виде объектных модулей.

Таблица 11.9 Значения интеграла столкновений для полярных компонентов

т*

0

0.25

0,50

0.75

1.0

1.5

2,0

2.5

0,1

4,1005

4,266

4,833

5,742

6,739

8,624

10,34

11,89

0,2

3,2626

3,305

3,516

3,914

4,439

5,570

6,637

7,618

0,3

2,8399

2,836

2,936

3,168

5,511

4,329

5,126

5,874

0,4

2,5310

2,522

2,586

2,749

3,004

3,640

4,282

4,985

0,5

2,2837

2,277

2,329

2,460

2,665

3,187

3,723

4,249

0,6

2,0838

2,081

2,130

2,243

2,417

2,862

3,329

3,786

0.7

1,9220

1,924

1,970

2,072

2,225

2,614

3,028

3,435

0,8

1,7902

1,795

1,840

1,934

2,070

2,417

2,788

3,560

0,9

1,6823

1,689

1,733

1,820

1,944

2,258

2,596

2,933

1,0

1,5929

1,601

1,644

1,725

1,838

1,124

2,435

i 2,746

1,2

1,4551

1,465

1,504

1,574

1,670

1,913

2,181

. 2,451

1,4

1,3551

1,365

1,400

1,461

1,544

1,754

1,989

2,228

1,6

1,2800

1,289

1,321

1,374

1,447

1,630

1,838

2,053

1,8

1,2219

1,231

1,259

1,306

1,370

1,532

1,718

1,912

2,0

1,1757

1,184

1,209

1,251

1,307

1,451

1,618

1,795

2,5

1,0933

1,100

1,119

1,150

1,193

1,304

1,435

1,578

3,0

1,0388

1,044

1,059

1,083

1,017

1,204

1,310

1,428

3,5

0,99863

1,004

1,016

1,035

1,062

1,133

1,220

1,319

4.0

0,96988

0,9732

0,9830

0,9991

1,021

1,079

1,153

1,236

5,0

0,92676

0,9291

0,9360

0,9473

0,9628

1,005

1,058

1,121

6,0

0,89616

0,8979

0,9030

0,9114

0,9230

0,9545

0,9955

1,044

7,0

0,87272

0,8741

0,8780

0,8815

0,8935

0,9181

0,9505

0,989

8,0

0,85379

0,8549

0,8580

0,8632

0,8703

0,8901

0,9164

0,948

9,0

0,83795

0,8338

0,8414

0,8456

0,8515

0,8678

0,8895

0,916

10,0

0,82435

0,8251

0,8273

0,8308

0,8356

0,8493

0,8676

0,890

12,0

0,80184

0,8024

0,8039

0,8065

0,8101

0,8201

0,8337

0,850

14,0

0,78363

0,7840

0,7852

0,7872

0,7899

0,7976

0,8081

0.Я21

16,0

0.76834

0,7687

0,7696

0,7712

0,7790

0,7730

0,7878

0,7983

18,0

0,75516

0,7554

0,7562

0,7575

0,7592

0,7642

0,7711

0,7797

20,0

0,73464

0,7435

0,7445

0,7455

0,7470

0,7512

0,7569

0,7642

25,0

0,71982

0,7200

0,7204

0,7211

0,7221

0,7250

0,7289

0,7339

30,0

0,70097

0,7011

0,7014

0,7019

0,7026

0,7047

0,7076

0,7112

35,0

0,68545

0,6855

0,6858

0,6861

0,6867

0,6883

0,6905

0,8932

40,0

0,67232

0,6724

0,6726

0,6728

0,6733

0,6745

0,6762

0,6784

50,0

0,65099

0,6510

0,6512

0,6513

0,6516

0,6524

0,6534

0,6546

75,0

0,61397

0,6141

0,6143

0,6145

0,6147

0,6148

0,6148

0,6147

100,0

0,58870

0,5889

0,5894

0,5900

0,3903

0,5901

0,5895

0,5885

Пример. Рассчитать вязкость сероводорода при атмосферном давлении и температуре 67 °С.

6


По табл. II.I находим для H,S М = 34,082; а = 3,49; (е/k) = 343; 6 *=. 0,21. Рассчитываем Т*

т* = (67 + 273)/343 = 0,991.

Для^Г# = 0,991 и б = 0,21 по табл. II.9 находим

= 1,6077.

По формуле (11.17) рассчитываем вязкость

_ 0,00269^34,082 340    АЛ|,„

^H*S    3,492    1,6077    0,0148    сП.

к


11.4.3. РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ ЗАДАННОМ ДАВЛЕНИИ

Для определения вязкости газа прк заданных давлении р и температуре Т необходимо следующее.

1.    Одним из способов, описанных выше, определить вязкость газа при атмосферном давлении и температуре Т — рат;

2.    Найти критические и приведенные параметры газа гоглэсяо п. II.3.

3.    По графику, приведенксму на ркс. II.6, для найденных рр и Гпр определить ц* = |л/,иат.

4.    По известным ,цат и и* рассчитать искомую вязкость при заданных р и Т — Ц =

Рис. II.в. Зависимость отношения вязкостей ji* от приведенного давления рПр при различных приведенных температурах Ггр

Пример. Определить вязксс-ь rasa, состав е<ото?ого приведен в табл. II.7, при температуре 67 °С н давлении .SC вгс/сн*.

Вязкость при атмосферное давлении jiaT принимаем равной 0.СН2-) сП.

Критические параметры для rasa данного состава = 47,6 кгс/см*. Ткр = 218,4 К-

Определяем приведекные гарамегры

Рпр = 150/47,6 —3.1-5; Гпр = 340/2 IB.4 = 1,56.

По рис. II.6 находим ц§ = 1.5.

Рассчитываем вязкость прк ISO кгс/см5 н 3 40 К:

(.1 = 1,5 0,0124- = 0. Q1S5 сП.

II. 5. КОЭФФИЦИЕНТ С В ЕРХСЖИМА ЕМОСТН

ПРИРОДНОГО ГАЗА

Коэффициент сверхсжимаеиосгн rasa—функция давления, температуры и состава газа.

Метод определения коэофниие[ та сверх сжимаемости следует выбирать исходя нз состава газа. Большинстве мстодоб определения коэффициента сверхсжи-

к


докритическое) давление для всех компонентов смеси, затем но аддитивности находят псевдокритическое давление всей смеси. Аналогичным образом вычисляют псевдокритическую температуру смеси.

Для иллюстрации этого положения приведем пример расчета.

Пример 1.5. Требуется вычислить коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении 12 МПа и температуре 290 К. Молярный состав газа, %: N2 - 0,03; СН4 - 0,8985; С2Н6 - 0,03 С02 - 0,006; С,НВ - 0,013; н-С4Н10 - 0,004; мзо-С4Н10 - 0,005 «-С5Н12 - 0,004; z-C5H12 - 0,003; СеН14 - 0,025; C7H1G - 0,002 С8Н18 - 0,002.

Решение. На основании свойств аддитивности сначала определяют псевдокритические параметры смеси. Пример расчета приведен в табл. 1.6.

По данным табл. 1.6 псевдокритическая температура смеси Гкр - 201 К, псевдокритическое давление рк? = 4,744 МПа. Зная эти величины, по уравнениям (1,14) и (1.15) определяют псев-доприведенные параметры смеси:

12    290

р'п = — = 2,53; г; = — = 1,44.

4,744    210

При этих псевдоприведенных параметрах из рис. 1.4 определяется коэффициент сверхсжимаемости z ~ 0,77.

В случаях, когда состав смеси неизвестен, псевдокритические параметры газа можно найти с помощью графиков Брауна (рис. 1.5).

Таблица 1.6

Псевдокритические параметры газовой смеси

Компонсн

ты

Молярная

доля

гф

Р*р. мпа

Псевдокритические параметры

ркр, МПа

сн,

0,8985

199,5

4,88

171,16

4,384

с,ну

0,0300

305,4

5,07

9,16

0,152

СЛ

0,0130

369,8

4,42

4,81

0,057

м-СдН,0

0,0050

408,1

3,80

2,04

0,019

ызо-С,Н

0,0040

425,2

3,95

1,70

0,016

н-С Й

0,0030

460,4

3,51

1,38

0,011

и.вд-С.Н.,

0,0040

469,7

3,50

1,88

0,014

С6

0,0025

507,4

3,13

1,27

0,008

с7н|6

0,0020

540,1

2,75

1,08

0,006

0,0020

568,8

2,51

1,14

0,005

N '

0,0300

125,9

3,53

3,78

0,106

со2

0,0060

304

7,64

1,82

0,046

Итого

1,0000

-

-

201,22

4,824

Псев до при 8б дв иное давление

Рис. 1.4. Коэффициент сверхсжимаемости газа:

a - в зависимости от приведенных параметров; б - при низком приведенном давлении

Пример 1.6. По данным предыдущего примера по графикам Брауна определить коэффициент сверхсжимаемости газа.

Решение. Сначала по табл. 1.6 находят относительную плотность газа:

д _    _    18,659    _    q Q4

29    29    ~    1

ми исчезает. При повышении температуры жидкости процесс диффузии ускоряется, при понижении температуры замедляется.

Диффузия в газах происходит значительно быстрее, чем в жидкостях, так как скорость движения и длина пути, проходимого молекулой от одного соударения до другого, в газах значительно больше, чем в жидкостях.

Кинетическую теорию газов можно построить на основании некоторых общих положений и опытных фактов [2], а именно:

это полная хаотичность движения молекул;

пропорциональность средней скорости молекул квадратному корню из абсолютной температуры;

средние кинетические энергии молекул разных газов, находящихся при одинаковой температуре, равны между собой.

В молекулярной физике рассматриваются явления, вызванные действием колоссального количества частиц. В одном кубическом сантиметре газа при нормальных условиях содержится 2.691Q19 молекул. Каждая молекула при нормальных условиях испытывает в секунду около миллиарда столкновений с другими молекулами, в результате чего постоянно меняется ее скорость, а путь молекулы является весьма сложной ломаной линией, подобной пути броуновской частицы.

Для решения задач молекулярной физики пользуются статистическими закономерностями. В статистической физике рассматривается конкретная молекулярная модель и к ней применяются математические методы статистики.

Большое число соударений, испытываемое молекулой газа, объясняет факт медленного перемещения молекул в газах, хотя тепловые скорости молекул порядка сотен метров в секунду. Испытывая миллиард столкновений в секунду, молекула непрерывно меняет направления своего движения, результирующее перемещение оказывается очень небольшим. Молекула за секунду уходит от своего начального положения на несколько миллиметров или даже меньше.

Среднее расстояние, которое проходит молекула между двумя столкновениями, называется средней длиной свободного пробега молекул. Для расчета этой величины при низких давлениях Чапмен и Каулинг предложили следующую формулу:

где X — средняя длина свободного пробега молекул, см; N — число молекул в 1 см3; о — диаметр молекулы, см.

Средняя длина свободного пробега молекул не зависит от их массы и температуры. При атмосферном давлении д\я всех газов она составляет порядка 10'5 см, что в 200 — 400 раз больше диаметра молекул. Для идеальных газов при давлении 10 МПа это значение становится соизмеримым с диаметром молекул, а при 1,3-10бМПа достигает 1 см.

Средняя длина свободного пробега молекул обратно пропорциональна числу молекул в единице объема, т.е. обратно пропорциональна плотности газа или давлению.

При давлении р, отличном от атмосферного рат,

^ = ^-атРат / Рш

Основное уравнение кинетической теории газов: произведение давления газа р на его объем V равно одной трети произведения массы т молекулы на число молекул N' и на квадрат средней квадратичной скорости с:

ру = -N'mc2.    (1.1)

з

Средняя квадратичная скорость равна корню квадратному из суммы квадратов всех скоростей, поделенной на число молекул ЛГ:

С V N’

Это уравнение можно записать еще в виде

v= 2ATm?l= 2n,-j,=2е    (1 2)

3    2    3    3    к

где Е’ =тс2/2 — средняя кинетическая энергия одной молекулы; Е — кинетическая энергия всего газа.

1.2.2. ОСНОВНЫЕ ГАЗОВЫЕ ЗАКОНЫ

Из основного уравнения кинетической теории газов (1.1) и (12) можно вывести все газовые законы, ранее установленные экспериментально.

J Д ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ -i-    ЗАЩИТА НЕФТЕПРОВОДОВ

Г Л А В А    И РЕЗЕРВУАРОВ

14.1. КЛАССИФИКАЦИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

Коррозия металлов — это процесс, вызывающий разрушение металла или изменение его свойств в результате химического либо электрохимического воздействия окружающей среды.

Классификация коррозионных процессов приведена на рис. 14.1. В условиях магистральных трубопроводов наиболее распространена электрохимическая коррозия — окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока.

Термин "электрохимическая коррозия" объединяет коррозионные процессы следующих видов:

коррозия в электролитах — коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (вода, растворы кислот, щелочей, солей);

почвенная коррозия — коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита;

электрокоррозия — коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;

атмосферная коррозия — коррозия металлов в атмосфере воздуха или другого газа, содержащего пары воды;

биокоррозия — коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы;

контактная коррозия — коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух металлов.

Процесс коррозии начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется вглубь его. По результатам осмотра поверхности сооружения можно судить об

Рис. 14.1. Классификация коррозионных процессов

интенсивности и характере коррозионного разрушения конструкции.

Различают сплошную и местную коррозию. В первом случае продуктами коррозии покрыта вся поверхность, находящаяся в контакте с коррозионной средой. Сплошная коррозия может быть равномерной, протекающей с одинаковой скоростью по всей поверхности, и неравномерной, протекающей с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла (например, коррозия углеродистой стали в морской воде).

Местная коррозия — это окисление металла на отдельных участках металлической поверхности. Она может быть следующих видов (рис. 14.2):

пятнами с глубиной повреждения много меньшей его диаметра;

язвенная с глубиной повреждения примерно равной его диаметру;

точечная с глубиной повреждения много большей его диаметра;

подповерхностная, при которой коррозионный процесс идет под слоем неповрежденного металла;

структурно-избирательная, при которой разрушается какой-то один компонент сплава;

межкристаллитная, при которой коррозионное разрушение имеет место на границе между кристаллами;

коррозионное растрескивание, при котором коррозион-

а

б

в

г

шш

lljlfll

Щш

д

е

лл/*

«/IV

Рис. 14.2. Виды местной коррозии металла:

а — пятнами; б — язвенная; в — точечная; г — подповерхностная; д — структурно-избирательная; е — межкристаллитная; ж — коррозионное растрескивание

но-механическое воздействие приводит к образованию трещин в металле.

Очевидно, что местная коррозия более опасна, чем сплошная.

В зависимости от вида коррозии ее скорость оценивают по-разному. Так, скорость сплошной равномерной коррозии определяют по потере металла за единицу времени с единицы поверхности. Скорость язвенной, точечной, межкристаллит-ной коррозии характеризуют увеличением глубины коррозионного повреждения в единицу времени. Показателем скорости структурно-избирательной коррозии является изменение прочности металла (например, временного сопротивления) в единицу времени.

14.2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ НА ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДА, НАХОДЯЩЕГОСЯ В ПОЧВЕ

Металлический изолированный трубопровод, уложенный в грунт, имеет незначительные контакты с влагой почвы через неплотности в слое изоляции. Почвенная влага представляет собой электролит различного состава и концентрации. Контакт металла с почвенным электролитом вызывает образование коррозионных элементов.

Если на поверхности металла, погруженного в электролит, имеются участки с различными электрическими потенциалами и они соединены через массу металла, то во внешней цепи, соединенной через электролит, ток течет от более высокого потенциала к более низкому. Участок с более высоким потенциалом будет анодом, а участок с меньшим потенциалом — катодом.

На металлической поверхности трубопровода могут возникать катодные и анодные участки при наличии какой-либо неоднородности электрохимического потенциала поверхности. Эта неоднородность является причиной возникновения коррозионных элементов (коррозионных пар), приводящих к местному разрушению металлической поверхности. Причины неоднородности электрохимических потенциалов — структурная неоднородность металла, включения в стали, неравномерное распределение деформированных зон (напри-мер, местный наклеп), местные напряжения, неодинаковое качество защитного изоляционного слоя или местные дефекты в нем.

Причиной образования коррозионных элементов (пар) могут быть также риски и насечки на поверхности металла.

В дефектных местах изоляционного покрытия металл оказывается более электроотрицательным, становится анодом и разрушается.

В почве при условии неравномерной аэрации (притока воздуха) к поверхности трубопровода создаются аэрацион-ные участки, на поверхности которых протекает местная коррозия.

Неравномерный электрохимический потенциал также может создавать недостаточное перемещение в почве растворенных солей и кислот вследствие их недостаточной диффузии (рис. 14.3).

При электрохимической коррозии реакция взаимодействия электролита с металлом подразделяется на два самостоятельно протекающих процесса: анодный и катодный.

Анодный процесс состоит в том, что ионы металла пере-


Рис. 14.3. Схема возникновения коррозионных элементов:

а — при неодинаковой концентрации солей в почве; б — при различном составе почвы; в — при местном нарушении изоляционного покрытия; 1 — небольшая концентрация солей в почве; 2    — высокая

концентрация солей в почве; 3 — трубопровод; 4 — песок; 5 — глина; 6 — почва; 7 — дефектное место в изоляционном покрытии; К — катод; А — анод ходят в раствор почвенного электролита, где происходит их гидратация. В результате на анодных участках происходит разрушение металла вследствие выноса ионов металла в почву. При этом в металле эквивалентное количество электронов переходит на катод. Анодный процесс для металла может быть изображен в виде реакции

лИ20

e^[M] ^ M+лИ20.    (14.1)

В результате накопления электронов в металле и катионов в растворе, значительно смещающих скачок электродного потенциала в отрицательную сторону, анодный процесс должен был бы прекратиться, если бы в системе не происходили другие электродные процессы.

Рассмотрим протекание анодного процесса на стальном подземном сооружении. Основным компонентом стали является железо. Поэтому главное место будут занимать электрохимические процессы на железе.

Первичным процессом на железном аноде будет переход двухвалентного иона железа в электролит (в почву):

лИ20

2 е ^Fe ^ Fe ++лИ20.    (14.2)

Процесс на этом обычно не заканчивается. Двухвалентный ион железа может участвовать в различных химических реакциях с веществами почвы. Однако это уже вторичные процессы.

Поскольку почвы обладают основными или нейтральными свойствами, в них присутствуют ионы ОН-. При взаимодействии с ними образуется гидрат железа

Fe + + + 20H- = Fe(0H)2.    (14.3)

Если в объеме электролита почвы, примыкающего к анодным участкам, достаточно железа, то будет протекать реакция дальнейшей гидратации железа:

1

2Fe(0H)2 + - 02 + И20 = 2Fe(0H)3.    (14.4)

2

Катодный процесс характеризуется ассимиляцией избыточных электронов, появившихся в металле, каким-либо деполяризатором D, содержащимся в растворе. Деполяризатором D может быть атом или ион, способный восстановиться на катоде

В кислой почве будет происходить водородная деполяризация катодного процесса:

H+ + e ^ H    (14.6)

и далее

H + H ^ H2.    (14.6а)

Более распространенным катодным процессом в почвенных условиях является кислородная деполяризация:

02 + 2H20 + 4e ^ 40H-.    (14.7)

Протекание кислородной деполяризации в коррозионном процессе в грунте требует наличия кислорода в месте катодного процесса. Поэтому условия доставки кислорода к месту протекания катодного процесса в известной мере определяют ход коррозионного процесса.

Анодный процесс протекает на участках с более отрицательным начальным потенциалом поверхности, катодный — с более положительным. Материальный эффект процесса кор -розионного разрушения металла преобладает на анодных участках, так как из сооружения уносятся ионы железа в почву.

Схематически процессы катодной и анодной поляризации при работе коррозионного гальванического элемента представлены на рис. 14.4.

Характеристики коррозионного элемента не остаются постоянными вследствие протекания тока в цепи гальванического коррозионного элемента. В результате этого потенциалы анода и катода изменяются в сторону взаимного сближения. Их первоначальная разность VK0 — VA0 уменьшается до VKVA. Это изменение потенциалов называется анодной или катодной поляризацией.

Металл Электролит


Рис. 14.4. Схема работы коррозионного гальванического элемента

Анодная поляризация — смещение потенциала анода в положительную сторону при прохождении анодного тока. Катодная поляризация — смещение потенциала катода в отрицательную сторону при прохождении катодного тока.

Приведенные на рис. 14.5 кривые называются поляризационными кривыми анодного и катодного процессов: кривая Еа — А для анодного процесса и кривая ЕК К для катодного процесса.

Поляризационная кривая — графически построенная зависимость потенциала электрода Е от плотности i проходящего тока.

Ток I гальванического элемента зависит от разности катодного и анодного напряжений и сопротивления электрической цепи

(14.8)

где РА, РК — поляризационные сопротивления анода и катода; R — сопротивление электрической цепи.

Ei

А

К

Рис. 14.5. Поляризационные кривые

i


Если сопротивление электрической цепи упадет до нуля (R = 0), ток I не может увеличиваться бесконечно вследствие наличия поляризационных сопротивлений.

Производные потенциала по плотности тока dEK/diK и dEA/diA представляют истинную поляризуемость катода и анода при данной плотности тока i. Численно они равны тангенсам углов:

dE

tg а = —А;    (14.9)

tg в =    (14.10)

diK

где tg а — поляризуемость анода при плотности i тока; tg в — поляризуемость катода при той же плотности i тока.

Мерой измерения легкости протекания электродного процесса служит величина di/dE. Ее можно назвать истинной эффективностью катодного или анодного процесса при данной плотности тока.

14.2.1. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СОСТАВА И ВНЕШНИХ УСЛОВИЙ НА ПОВЕРХНОСТЬ МЕТАЛЛА

Для строительства трубопроводов и резервуаров применяют малоуглеродистые и низколегированные стали. Кроме железа, они содержат углерод (до 2 %), легирующие примеси (хром, никель, марганец, медь) и примеси, которые невозможно полностью удалить в металлургическом процессе (сера, фосфор, кислород, азот, водород). Неоднородный состав сталей благоприятствует возникновению коррозионных пар в соответствующей среде.

Для возникновения тока при электрохимической коррозии металла необходимо наличие катодной и анодной зон. В анодной зоне протекает реакция окисления, заключающаяся в потере металлом своих электронов и образованием ион-атомов:

Ме ^ Меп + + ne.

Переходя в раствор электролита, ион-атомы металла вызывают его постепенное разрушение — коррозию.

В катодной зоне протекает реакция восстановления — присоединение свободных электронов каким-либо веществом, называемым деполяризатором. Если роль деполяризатора играют ионы водорода 2Н+ + 2e ^ 2н ^ Н2, то такая реакция называется реакцией водородной деполяризации. Если же деполяризатором выступает кислород:

в кислой среде 02 + 4Н+ + 4e ^ 2Н20; в щелочной среде 02 + 2Н20 + 4e ^ 4(0Н)-,

то такая реакция называется реакцией кислородной деполяр изации.

Из рассмотрения механизма электрохимической коррозии следует, что интенсивность процесса зависит от скорости образования ион-атомов металла (и свободных электронов), а также от наличия кислорода и воды. Учитывая, что на ско-

Рис. 14.8. Примеры возникновения коррозионных элементов на трубопроводе из-за различия условий на поверхности металла:

а — прокладка под насыпью автодороги; б — пересечение грунтов разной плотности; в — разное удаление участков сечения трубы от поверхности грунта; 1 — песок; 2 — суглинок; 02 — кислород; А — анодная зона; К — катодная зона; стрелками показано направление движения ион-атомов металла


Рис. 14.7. Коррозионные элементы на трубопроводе:

а — окалина; б — царапина; в — вмятина; г — сварной шов; А — аподная зона, К катодная зона; стрелками показано направление движения ион-атомов металла


рость образования ион-атомов влияют температура, концентрация раствора электролита и другие внешние условия, то можно сделать следующее заключение: если на поверхности одного и того же металла создать различные условия, то одна часть его поверхности станет анодом по отношению к другой.

Примеры образования гальванических элементов из одного металла приведены на рис. 14.6.

В первом случае (см. рис. 14.6, а) анодом является электрод, помещенный в подогретый электролит. Это связано с тем, что в подогретом электролите растворение металла происходит более интенсивно. Аналогичная картина наблюдается и в слабоконцентрированном растворе собственной соли по сравнению с концентрированным раствором этой соли (см. рис. 14, б). Наконец, при подаче к одному из электродов воздуха на нем облегчается протекание реакции кислородной деполяризации, характерной для катода (см. рис. 14.6, в).

К образованию коррозионных элементов на трубопроводе (рис. 14.7) приводят доступ кислорода к различным участкам его поверхности, разная влажность грунта, неоднородность микроструктуры металла. Примеры возникновения коррозионных элементов приведены на рис. 14.8.

14.2.2. ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ СРЕДЫ НА КОРРОЗИЮ МЕТАЛЛА

Нефти представляют собой смесь различных углеводородов с неуглеводородными компонентами (спирты, фенолы, соединения серы, кислорода и др.). Если предельные и непредельные углеводороды совершенно инертны к металлам, то неуглеводородные компоненты вступают с металлом в химическую реакцию. Особенно опасны сернистые соединения (элементарная сера, сероводород, меркаптаны), которые являются причиной от 3 до 20 % случаев коррозионного повреждения внутренней поверхности трубопроводов. Сернистые соединения нефти попадают при ее переработке и в нефтепродукты.

Большую опасность в коррозионном отношении представляют также органические кислоты, образующиеся в результате окисления углеводородной и неуглеводородной составляющих товарных топлив при их хранении и применении.

Таким образом, нефть и нефтепродукты в той или иной мере являются коррозионно-активными.

14.2.3.    МЕХАНИЗМ НАВЕДЕНИЯ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ НА ПОДЗЕМНЫЕ МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ И ИХ РАЗРУШЕНИЕ

Появление блуждающих токов в подземных металлических сооружениях связано с работой электрифицированного транспорта и электрических устройств, использующих землю в качестве токопровода. Источниками блуждающих токов являются линии электрифицированных железных дорог и трамваев, линии электропередач, установки катодной защиты и др.

При работе электрифицированного транспорта ток совершает движение от положительной шины тяговой подстанции по контактному проводу к двигателю транспортного средства, затем через колеса попадает на рельсы, по которым возвращается к отрицательной шине тяговой подстанции. Однако из-за нарушения перемычек между рельсами (увеличение сопротивления цепи), а также из-за низкого переходного сопротивления рельсы — грунт часть тока стекает в землю. Здесь она натекает на подземные металлические сооружения, имеющие низкое продольное сопротивление, и распространяется до места с нарушенной изоляцией, расположенного недалеко от сооружения с еще меньшим продольным сопротивлением. В месте стекания блуждающих токов металл сооружения теряет свои ион-атомы, т.е. разрушается.

Блуждающие токи опасны тем, что они стекают, как правило, с небольшой площади поверхности, что приводит к образованию глубоких язв в металле в течение короткого времени.

14.2.4.    ОСОБЕННОСТИ КОРРОЗИИ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Резервуары подвержены атмосферной, почвенной и внутренней коррозии, протекающей, в основном, по электрохимическому механизму. Замечено, что резервуары интенсивнее корродируют в промышленно развитых регионах, а также вблизи морского побережья, что связано с более коррозионно-активным составом атмосферы. Атмосферной коррозии подвержена наружная поверхность кровли и обечайки. Разрушению в результате почвенной коррозии подвергается наружная поверхность днища. Механизм коррозии в данном случае тот же, что и трубопроводов.

По характеру коррозионных повреждений внутренней поверхности и степени воздействия коррозионно-активных компонентов нефтепродуктов резервуар разделяют на следующие характерные зоны:

внутренняя поверхность кровли и верхняя часть корпуса, находящаяся в контакте с паровоздушной смесью;

часть корпуса, находящаяся в области попеременного смачивания (зона ватерлинии);

часть корпуса, находящаяся в области постоянного смачивания нефтью (нефтепродуктами);

днище и нижний (первый) пояс, находящиеся в контакте с подтоварной водой.

Скорость коррозионного разрушения кровли определяется составом подсасываемого в резервуары воздуха и его влажностью. При уменьшении температуры кровли и обечайки резервуара (например, ночью) на их внутренней поверхности, контактирующей с газовым пространством, происходят обильная конденсация паров воды и насыщение образовавшегося конденсата кислородом. В условиях наличия электролита (вода) и активного деполяризатора (кислород) происходит электрохимическое разрушение металла.

В области попеременного смачивания коррозия протекает достаточно интенсивно. Здесь не только присутствуют необходимые для этого компоненты (вода, кислород), но также сказывается эффект дифференциальной аэрации. В результате образуется гальванический элемент, в котором анодом является несмоченная поверхность, а катодом — смоченная, разделенные ватерлинией.

В области постоянного смачивания нефтью (нефтепродуктами) также происходит коррозионное разрушение металла. При повышении температуры обечайки пристенные слои нефти (нефтепродукта) также нагреваются и из них выделяется растворенный кислород. 0дновременно с этим нагретая нефть (нефтепродукт) поднимается вверх, увлекая за собой подтоварную воду. В результате слои нефти (нефтепродукта), примыкающие к обечайке, обогащаются не только кислородом, но и водой, что создает благоприятные условия для коррозии металла.

Ночью, при охлаждении слоев продукта, прилегающих к стенке, конвективные токи направлены вниз. При этом нефть (нефтепродукт) захватывает кислород из газового пространства и капельки воды, осаждающиеся на холодной стенке из паровоздушной смеси, что также способствует коррозии обечайки резервуаров.

Более высокая скорость коррозии смоченной поверхности резервуаров с бензином (до 0,5 мм/год), чем резервуаров с дизельным топливом (до 0,25 мм/год) или мазутом (не более 0,025 мм/год) объясняется тем, что в углеводородах с меньшей плотностью растворимость кислорода больше. Аналогичная связь между скоростью коррозии резервуаров и плотностью жидкости наблюдается у нефтяных резервуаров.

Коррозия днища и нижнего (первого) пояса резервуара происходит благодаря наличию в нем подтоварной воды. В резервуаре для нефти и нефтепродуктов эта вода содержит соли и кислоты. Наиболее интенсивно разрушается днище в области приемораздаточного патрубка, где на процесс электрохимической коррозии накладывается механическое разрушение металла твердыми частицами перемещающимися с трением по днищу во время операций приема — отпуска продукта.

Из сказанного можно сделать вывод, что коррозия трубопроводов и резервуаров — процесс неизбежный. Однако человек, вооруженный знанием механизма коррозии, может затормозить его таким образом, чтобы обеспечить сохранение работоспособности этих сооружений в течение длительного времени.

14.3. ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ

Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям: высокие диэлектрические свойства; сплошность;

хорошая адгезия — прилипаемость к металлу трубопровода; водонепроницаемость;

высокая механическая прочность и эластичность; высокая биостойкость;

термостойкость (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких температурах);

простота конструкции покрытий и возможность механизации их нанесения;

недефицитность материалов, входящих в состав покрытия; долговечность.

Противокоррозионную защиту подземных трубопроводов осуществляют покрытиями на основе:

полимерных материалов (полиэтилен, термоусаживающие-ся и термореактивные полимеры, эпоксидные краски и др.), наносимых в заводских или базовых условиях;

термоусаживающихся материалов (полимерные липкие ленты, битумные и асфальтосмолистые мастики), наносимых в базовых или трассовых условиях.

ГОСТ Р 51164 — 98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии" рекомендует 22 конструкции защитных покрытий трубопроводов нормального и усиленного типов. Покрытия усиленного типа значительно более разнообразны по конструкции (их 19). К ним предъявляются повышенные требования по таким показателям как прочность и относительное удлинение при разрыве, адгезия к стали, переходное сопротивление и др.

Защитные покрытия усиленного типа применяют на трубопроводах диаметром 820 мм и более независимо от условий прокладки. Кроме того, этот тип покрытия используют независимо от диаметра трубопроводов при прокладке их в зонах повышенной коррозионной опасности: засоленные почвы любого района страны; болотистые, заболоченные, черноземные и поливные почвы, а также участки перспективного обводнения или орошения;

подводные переходы и поймы рек, а также переходы через железнодорожные и автомобильные дороги;

участки промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

участки блуждающих токов источников постоянного тока; участки трубопроводов с температурой транспортируемого продукта выше 30 °С;

территории насосных станций; пересечения с различными трубопроводами; участки трубопроводов, прокладываемых вблизи рек, каналов, озер, водохранилищ, а также населенных пунктов и предприятий.

Во всех остальных случаях применяют защитные покрытия нормального типа.

В зависимости от используемых материалов различают мастичные, полимерные и комбинированные покрытия.

К мастичным относятся покрытия на основе битумных и асфальтосмолистых мастик.

Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их длительного применения. Сначала идет слой грунтовки, получаемый при нанесении на трубу раствора битума в бензине или дизтоплива. 0н заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка служит для более полного контакта, а, следовательно, лучшей адгезии между поверхностью металла и основным изоляционным слоем — битумной мастикой.

Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного — БНИ-1У-З, БНИ-IV, БНИ-V; строительного —    БН-70/30,    БН-90/10), наполнителей (минераль

ных — асбеста, доломита, известняка, талька; органических — резиновой крошки; полимерных — полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, полидиена) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел соевых, масла зеленого, автола). Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150—180 °С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия.

Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху защитной оберткой (стеклохолстом, бризолом, бика-рулом, оберткой ПДБ и ПРДБ).

Сведения о конструкциях мастичных покрытий на основе битумных мастик приведены в табл. 14.1.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяют при темпераутре транспортируемого продукта не более 40 °С и на трубопроводах диаметром не более 820 мм.

Т а б л и ц а 14.1

Конструкции битумных изоляционных покрытий

Тип

Конструкция и материалы

0бщая толщина, мм, не менее

Нормальный

Усиленный

Грунтовка, мастика (2 мм), армирующая обертка (1 слой), мастика (2 мм), защитная обертка

Грунтовка, мастика (3 мм), армирующая обертка (1 слой), мастика (3 мм), армирующая обертка (1 слой), защитная обертка

4.0

6.0

Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия на основе следующих материалов: экструдированный полиолефин, полиуретановые смолы, термоуса-живающиеся материалы, эпоксидные краски, полимерные или битумно-полимерные ленты.

Сведения о конструкции полимерных покрытий приведены в табл. 14.2.

Тип полимерного покрытия выбирают в зависимости от условий его эксплуатации. Одним из определяющих параметров является температура транспортируемого продукта ?п. Так, усиленное ленточное покрытие применяют при ?п < < 40 °С, покрытие на основе экструдированного полиолефи-на — при ?п не более 60 °С, покрытие на основе термостойких полимерных лент, полиуретановых смол, эпоксидных красок — при ?п не более 80 °С, покрытие на основе термо-усаживающихся материалов — при ?п до 100 °С. Есть ограничения по использованию изоляционных материалов в зависимости от диаметра трубопровода. Так, некоторые типы ленточных полимерных покрытий и покрытия на основе эпоксидных красок применяют на трубах диаметром не более 820 мм. Покрытия же на основе экструдированного полиоле-

Т а б л и ц а 14.2

Конструкции полимерных покрытий

Тип

Конструкция и материалы

Общая толщина, мм, не менее*

Нормальный

Грунтовка, полимерная или битумно-полимерная, лента полимерная или битумно-полимерная (1 — 2 слоя), защитная обертка

1,2 — 3,6

Усиленный

Грунтовка, полимерная, лента полимерная (1—3 слоя), защитная обертка

1,2 — 2,4

Усиленный

На основе термоусаживающих -ся материалов

1,2 — 2,4

Усиленный

Грунтовка на основе термореактивных смол, термоплавкий полимерный подслой, защитный слой на основе экструдированного полиолефина

2

1

СО

Усиленный

На основе эпоксидных красок

0,35

Усиленный

На основе полиуретановых смол

2

,5

* В зависимости от диаметра трубопровода.

фина и полиуретановых смол допускают к использованию на трубопроводах диаметром от 273 до 1420 мм.

С 2001 г. в ОАО "АК "Транснефть" покрытие трубопроводов полимерными лентами прекращено. Используются только комбинированные покрытия.

На участках со сложными почвенно-климатическими условиями и особенно на подводных переходах, где трубы нередко укладывают методом протаскивания, к изоляционным покрытиям предъявляют особо высокие требования: значительная механическая прочность, низкая степень истираемости, высокая адгезия к металлу, химическая стойкость, долговечность. В этих условиях очень привлекательно выглядят антикоррозионные покрытия из полиуретанов. Данный материал обладает высокими изолирующими свойствами, значительной твердостью, эластичностью, чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию, царапанию и биоповреждениям. Кроме того, полиуретаны стойки к воде, растворам солей и обладают хорошей адгезией к металлам.

14.3.3. КОМБИНИРОВАННЫЕ ПОКРЫТИЯ

На протяжении многих лет в нашей стране наряду с мастичными широко применялись покрытия на основе полимерных липких лент. Опыт их использования показал, что они очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако легко уязвимы — острые выступы на поверхности металла, острые камешки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки зрения хороши покрытия на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Однако с течением времени битумные мастики "стареют": теряют эластичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов.

В настоящее время разработана и применяется конструкция комбинированного изоляционного покрытия, лишенная указанных недостатков. Покрытие представляет собой комбинацию битумного и пленочного покрытий: на слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3 — 4 мм, которая сразу же обматывается поливинилхлоридной пленкой без подклеивающего слоя. Размер нахлеста регулируется в пределах 3 — 6 см. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает герметизацию мест нахлеста.

В последние годы разработаны и применяются комбинированные изоляционные покрытия на основе мастик "Транскор", "БиТЭП" и др., разработанные 0А0 "ВНИИСТ".

14.4. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

НЕФТЕПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость и адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическую защиту трубопроводов проводят катодной поляризацией. Если катодную поляризацию осуществляют с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, а если поляризацию ведут путем присоединения защищаемых трубопроводов к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

Катодная поляризация осуществляется в течение всего срока эксплуатации трубопровода на всем его протяжении. Перерыв в действии каждой установки систем электрохимической защиты допускается при ведении регламентных и ремонтных работ один раз в квартал (до 80 ч), но не более 10 сут в год.

14.4.1. КАТОДНАЯ ЗАЩИТА

Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 14.9. Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1, поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в постоянный. 0трицательным полюсом источник с помощью кабеля 4

Рис. 14.9. Принципиальная схема катодной защиты

подключен к защищаемому трубопроводу 6, а положительным — к анодному заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит.


Принцип действия катодной защиты (рис. 14.10) аналогичен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении анодное заземление — источник тока — защищаемое сооружение. Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор электролита, т.е. анодное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, т.е. создаются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.

Исследованиями установлено, что минимальный защитный потенциал стальных сооружений, уложенных в песчаных и глинистых грунтах, изменяется от —0,72 до —1,1 В по медносульфатному электроду сравнения (МСЭ). Однако стальные подземные сооружения становятся защищенными на 80 — 90 % уже в том случае, когда их потенциал равен —0,85 В. Это значение принято в качестве минимального защитного потенциала, который необходимо поддерживать на защищаемом сооружении в грунтах с удельным электросопротивлением не менее 10 Ом-м или содержанием водорастворимых солей не более 1 г на 1 кг грунта или при температуре транспортируемого продукта не более 20 °С. В грунтах с меньшим электросопротивлением, большим содержанием водорастворимых солей, при более высокой температуре транспортируемого продукта, а также при опасном влиянии блуждающих токов или при возможности микробиологической коррозии минимальный защитный потенциал должен приниматься равным — 0,9 В.

При осуществлении электрохимической защиты участка трубопровода, стенка которого более чем на 10 % толщины повреждена коррозией, минимальный защитный потенциал должен быть на 0,05 В отрицательнее.

^02гО + 2ё— 20Н 2


777-777-777-777-777-777-777-777-777-777-777-777

Анодное заземление


Рис. 14.10. Механизм действия катодной защиты


Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе зоны действия станции катодной защиты (СКЗ). Так как значение защитного потенциала убывает с удалением от точки подключения СКЗ (точка дренажа), то максимальный защитный потенциал имеет место в точке дренажа. Чтобы предотвратить разрушение и отслаивание изоляционного покрытия вследствие выделения газообразного водорода, максимальное значение защитного потенциала ограничено. Так, для стального сооружения с битумной или полимерной изоляцией это значение составляет —1,15 В по

МСЭ. Когда сооружение не имеет защитного покрытия, максимальное значение защитного потенциала не регламентируется.

В установках катодной защиты используют сосредоточенные, распределенные, глубинные и протяженные анодные заземления. Для уменьшения скорости их растворения электроды анодного заземления устанавливают в коксовую мелочь. Срок службы анодного заземления должен составлять не менее 15 лет.

14.4.2. ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента (рис. 14.11).

Два электрода — трубопровод 1 и протектор 2, изго- тов-ленный из более электроотрицательного металла, чем сталь, — опущены в почвенный электролит и соединены проводником 3. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов e от протектора к трубопроводу по проводнику 3. 0дновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. При этом сила тока контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки 4.

Рис. 14.11. Принципиальная схема протекторной защиты 392

Физико-химические характеристики материалов для изготовления протекторов

Показатель

Металл

Mg

Zn

Al

Равновесный электродный по

-2,34

-0,76

-1,67

тенциал по нормальному водородному электроду сравнения, В Токоотдача, А-ч/кг

2200

820

2980

Коэффициент использования, %

50

90

85

Таким образом, разрушение металла все равно имеет место. Но не трубопровода, а протектора.

Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее железа, так как они более электроотрицательны. Практически же протекторы изготовляют только из материалов, удовлетворяющих следующим требованиям:

разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;

ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;

отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк и алюминий, физико-химические характеристики которых приведены в табл. 14.3.

Видно, что отдать предпочтение какому-либо одному металлу трудно. Поэтому протекторы изготовляют из сплавов этих металлов с добавками, улучшающими работу протекторной защиты. В зависимости от преобладающего компонента сплавы бывают магниевые, алюминиевые, цинковые. В качестве добавок используют марганец (способствует повышению токоотдачи), индий (препятствует образованию плотной окисной пленки на поверхности сплава, а значит, его пассивации)и др.

Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиночке, так и группами. Кроме того, защита от коррозии трубопроводов может быть выполнена протяженными протекторами. Защиту одиночными и групповыми коллекторами рекомендуется использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом-м, а протяженными — не более 500 Ом-м.

Метод защиты трубопровода от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого трубопровода на сооружение — источник блуждающих токов, либо специальное заземление, называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж — это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рис. 14.12, а) включает: реостат R, рубильник К, плавкий предохранитель Пр и сигнальное реле СР. Сила тока в цепи трубопровод — рельс регулируется реостатом. Если значение тока превысит допустимое значение, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяют в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью (рис. 14.12, б). 0т прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости — вентильного элемента (ВЭ). При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж (рис. 14.12, в) применяют в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимое значение защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению и положительным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта. За счет такой схемы подключения обеспечивается, во-первых, поляризованный дренаж (благодаря работе вентильных элементов в схеме СКЗ), а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода.

После ввода трубопровода в эксплуатацию проводят регулировку параметров работы системы его защиты от корро-394

Рис. 14.12. Принципиальные схемы электрических дренажей:

R — реостат; К — рубильник; Пр — плавкий предохранитель; СР — сигнальное реле; ВЭ — вентильный элемент; А — измерительный амперметр; Тр — трансформатор; П — соединительный провод


зии. При необходимости можно вводить в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки.

14.5. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА

РЕЗЕРВУАРОВ

Защиту резервуаров от коррозии также осуществляют пассивными и активными методами.

К пассивным относится применение защитных покрытий всех видов, которые изолируют агрессивную среду от поверхности резервуара.

Для предотвращения контакта наружной поверхности днища резервуара с почвенной влагой под ним устраивают гидрофобизированное основание. Чаще всего для этих целей используют пески, смешанные в соотношении 9:1 с одним из вяжущих: мазут, нефть, жидкие нефтяные битумы, дегти и т.п. Толщина гидрофобизированного основания составляет 0,1 -0,3 м.

Пассивную защиту внутренней поверхности резервуара осуществляют с помощью покрытий на основе лакокрасочных и полимерных материалов, цинка и др. Лакокрасочными называют вещества жидкой консистенции, способные после нанесения их тонким слоем на поверхность отверждаться (высыхать) с образованием пленки (лакокрасочного покрытия). Для покрытия резервуаров наибольшее применение получили эпоксидные лакокрасочные материалы, отличающиеся сравнительно простой технологией нанесения и позволяющие получать стойкие качественные покрытия.

По назначению лакокрасочные материалы делятся на грунты, шпатлевки и покровные слои.

Противокоррозионные грунты предназначены для непосредственного нанесения на предварительно подготовленную поверхность с целью обеспечения хорошего сцепления покрытия с металлом. По механизму действия грунты бывают трех типов: изолирующие, пассивирующие и протекторные. Изолирующие грунты выполняют роль механической и электрической изоляции защищаемого сооружения от окружающей среды. Пассивирующие грунты не только изолируют защищаемую поверхность, но и образуют на ней смешанный слой окислов и солей металла, который благодаря своим пассивирующим свойствам защищает металл от коррозии даже при наличии неплотностей в лакокрасочном покрытии. Про-396 текторные грунты содержат металлы более электроотрицательные, чем железо (цинковый и алюминиевый порошки). В первое время после нанесения такой грунт оказывает интенсивное протекторное действие. Через какой-то период это действие ослабевает, но защитные свойства покрытия сохраняются благодаря изолирующему действию продуктов коррозии металла — протектора.

Шпатлевку — промежуточный слой — наносят на уже загрунтованную поверхность. Ее назначение — увеличение непроницаемости и толщины покрытия. В настоящее время используются эпоксидные шпатлевки типов ЭП-0010 и ЭП-4022, наносимые толщиной 90—140 мкм и отверждающиеся в течение 24 ч при температуре 18 — 20 °С.

Покровные слои (краски и эмали) предназначены для заключительного окрашивания поверхности с целью обеспечения стойкости и непроницаемости покрытия в процессе эксплуатации. Положительно зарекомендовали себя эпоксидные эмали ЭП-56, ЭП-255 и ЭП-773. Новым типом покровного слоя является асмольно-эпоксидная эмаль ЭП-АС-6/2-1, представляющая собой композицию, содержащую нефтеполимер "Асмол", технический углерод, эпоксидную смолу и др. Эмаль выпускается комплектно в виде двух компонентов: полуфабриката эмали и отвердителя. Их смешивают непосредственно перед употреблением в соотношении 50:3 и наносят на поверхность резервуара вручную кистью, валиком или с помощью пневматического распыления в два слоя. Полное отверждение эмали при 18 — 22 °С происходит в течение 7 сут.

Для защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии применяются также токопроводящие полиуретановые покрытия. Например, покрытие ПУ-1 (ТУ 2226-011-16802026 — 97), разработанное НИЦ "Поиск" (г. Уфа), получено на основе полиэфира Лапрол5003-2Б-10 и представляет собой однокомпонентную систему, отверждаемую влагой воздуха. Время отверждения составляет 12 — 24 ч при температуре от —20 до + 50 °С, толщина наносимого покрытия до 300 мкм. Покрытие ПУ-1 на металлической поверхности представляет собой прозрачную, тонкую, блестящую, очень эластичную пленку с высокой адгезией к металлу. Для придания специальных свойств в состав покрытия могут быть введены пигменты, порошки металлов (например, алюминия или цинка), технический углерод, сажа, графит.

Покрытие ПУ-1 наносится на поверхность кистью или валиком, либо с помощью аппарата безвоздушного распыления. Перед нанесением покрытия металлические поверхности зачищаются до образования поверхности с развитой шероховатостью. Покрытие формируется путем последовательного нанесения трех слоев материала. Перед нанесением каждого последующего слоя предыдущий просушивают.

Для снятия статического электричества в покрытие ПУ-1 вводят технический углерод или металлический наполнитель.

Импортным аналогом покрытия ПУ-1 является покрытие NORCO (Франция). Сравнительные испытания этих покрытий показали, что ПУ-1 не уступаем ему по качеству.

Рекомендуемая конструкция покрытия для резервуаров такова: антикоррозионный праймер с цинком (1 слой), ПУ-1 (2 слоя). Последний может быть выполнен с добавкой сажи для снятия статического электричества.

Другим эффективным средством защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии являются металлизаци-онные покрытия из алюминия и цинка. Процесс металлизации включает в себя две последовательно проводимые операции: термоабразивная подготовка поверхности и газотермическое нанесение металлизационного антикоррозионного покрытия.

Термоабразивную подготовку поверхности проводят высокотемпературной газовой струей с введенным в нее абразивом (песок фракций < 1,5 мм). Конструкция рабочего аппарата представляет собой компактную жидкостную горелку, работающую на авиационном топливе или осветительном керосине. Топливо распыляется в камере сгорания и смешивается с воздухом, поступающим от компрессоров. В процессе сгорания газовоздушной смеси образуется высокотемпературная газовая струя, в которую вводится абразив (технологический песок). На выходе из сопла аппарата скорость истечения рабочей струи составляет более 1200 м/с, что превосходит показатели обычного струйного аппарата более чем в 3 раза. Сочетание термического и механического способов воздействия на обрабатываемую поверхность позволяет не только удалить ржавчину, старые покрытия, приобретенные наросты и отложения, но и обезжирить поверхность, сделать ее химически активной. При последующем нанесении антикоррозионного покрытия это способствует улучшенной адгезии материала покрытия к материалу основы.

Металлизация поверхности резервуара осуществляется методом газотермического напыления расплавленного алюминия или цинка не позднее 6 ч после очистки поверхности резервуара. Газотермическое напыление осуществляют с помощью того же аппарата, что и термоабразивную подготовку, но на 398 нем дополнительно устанавливают механизм пневмоподачи алюминиевой или цинковой проволоки, а в камере сгорания монтируют специальную насадку для подачи проволоки в зону плавления.

Напыляемый металл в виде мелких расплавленных частиц вылетает из сопла аппарата со сверхзвуковой скоростью, которая обеспечивает значительную силу соударения частиц с покрываемой поверхностью. При соударении происходит расплющивание частицы наплавляемого металла и ее отвердевание с одновременным диффузионным проникновением части напыляемого металла в стенку резервуара. Этим достигается высокая адгезионная прочность покрытия. Последующие слои за счет высокой кинетической энергии частиц плотно ложатся на ранее напыленный металл.

Толщину покрытия устанавливают в зависимости от его назначения и требуемого срока антикоррозионной защиты. При толщине покрытия 120-250 мкм срок его службы составляет 10-15 лет.

Некоторые технические характеристики системы по нанесению металлизационного покрытия, используемой в ОАО "Приволжскнефтепровод", таковы:    давление подводимого

сжатого воздуха 0,9 МПа; производительность по подготовке поверхности до 25 м2/ч; производительность по металлизации поверхности до 20 м2/ч; расход топлива на 1 м2 обрабатываемой поверхности до 2,3 л.

Преимуществами процесса металлизации резервуаров по сравнению с другими способами нанесения антикоррозионных покрытий (лакокрасочные материалы, эпоксидные и фенольные смолы, полимеры и т.д.) являются его высокая технологичность, длительный срок службы покрытия и возможность проведения работ даже в зимнее время года.

К пассивным методам относится также защита от коррозии внутренней поверхности кровли, днища и обечайки, контактирующим с газовым пространством резервуара и подтоварной водой, с помощью ингибиторов - веществ, добавление которых в малом количестве в коррозионную среду тормозит или значительно подавляет коррозионный процесс. В газовое пространство вводят летучие ингибиторы, а в подтоварную воду - водорастворимые. Применение ингибиторов не дает большого эффекта в связи с регулярным дренированием подтоварной воды, с одной стороны, и постоянными "дыханиями" резервуаров, с другой.

Активными методами борьбы с коррозией резервуаров является их катодная и протекторная защита. Катодную защиту используют преимущественно для предотвращения кор -розионного разрушения днища. Принципиальная схема катодной защиты днища от почвенной коррозии (рис. 14.13) аналогична схеме защиты трубопроводов: "минус” источника постоянного тока 2 присоединяется посредством дренажного кабеля 3 к резервуару 1, а "плюс” — к анодному заземлению

4. На резервуаре поддерживается минимальный защитный потенциал —0,87 В по МСЭ. Если же коррозия днища усиливается под влиянием жизнедеятельности анаэробных сульфа-то-восстанавливающих бактерий, то минимальный защитный потенциал увеличивается до —0,97 В по МСЭ. Катодные станции целесообразно применять для защиты резервуаров от почвенной коррозии, если площадь контакта оголенного металла с окружающим грунтом превышает 15 м2.

Катодную защиту используют и для предотвращения кор -розионного разрушения внутренней поверхности днища резервуаров (рис. 14.14). Это делается в случаях если высок уровень подтоварной воды; удельное сопротивление подтоварной воды более 1 Ом-м или концентрация солей менее 6 г/л; подтоварная вода содержит сероводород.

Принципиальная схема катодной защиты в этом случае предусматривает установку точечных, радиальных или компактных кольцевых анодов непосредственно внутри резервуаров.

Следует отметить, что применение катодной защиты резервуаров с нефтепродуктами опасно в пожарном отношении. Искра, появившаяся при разрыве электрической цепи, может привести к пожару и взрыву.

В случае применения протекторной защиты возможность образования искры исключается, так как разность потенциалов между протектором и защищаемой конструкцией невелика. Протекторную защиту резервуара от почвенной ко рро-зии осуществляют одиночными, групповыми сосредоточенными и групповыми рассредоточенными протекторами (рис. 14.15). Более сложную схему защиты используют в грунтах с большим удельным сопротивлением.

Широкое распространение получила протекторная защита днища и первого пояса резервуара от внутренней ко ррозии. Для этих целей используют магниевые протекторы типа

Рис. 14.14. Принципиальная схема катодной защиты внутренней поверхности днища резервуара:

1 — станция катодной защиты; 2 — блок безопасности; 3 — кабельная линия; 4 — датчик блока безопасности; 5 — питающая сеть; 6 — резервуар; 7 — анод; 8 — разветвительная муфта; 9 — узел подключения анода; 10 — вводная коробка

Рис. 14.15. Принципиальная схема протекторной защиты резервуара от внутренней коррозии:

а - одиночными протекторами; б - групповыми сосредоточенными протекторами; в -групповыми рассредоточенными протекторами; 1 - резервуар; 2 - протекторы;    3    -


дренажный провод; 4 - контрольно-измерительные    ко

лонки

ПМР, разработанные ВНИИСТ и Березниковским титано-маг-ниевым комбинатом. Протектор типа ПМР (рис. 14.16) представляет собой цилиндр с отношением высоты к диаметру 0,2-0,4, имеющий углубление в верхней части в виде оп р окинутого усеченного конуса. Это сделано для того чтобы увеличить поверхность протектора и соответственно силу тока в начальный период его работы. В центре протектора впрессована стальная втулка для обеспечения контакта протектора с днищем. Серийно выпускаемые протекторы ПМР-5, ПМР-10, ПМР-20 различаются геометрическими размерами и весом (значение последнего в килограммах указывается в марке протектора).

Протекторы типа ПМР рекомендуется располагать на днище по концентрическим окружностям, расстояние между которыми принимают равным удвоенному радиусу действия одного протектора. При установке протекторов сначала зачищают площадку в форме круга диаметром 1,4 — 1,5 м, затем в ее центре приваривают стальной стержень диаметром 8 мм и высотой 35 — 60 мм, а зачищенное место изолируют. Далее протектор нанизывают на приваренный стержень и приваривают к нему посредством впрессованной стальной втулки, после чего место крепления покрывают эпоксидной смолой.

0400

0364


0300

014

Рис. 14.16. Протектор ПМР-20


маемости основано на грилсенеиии принципа соответственных состоянгй 2 использованием зависимостей его от приведенных параметров. В тех случаях, когда в природном газе содержится значительное количество тяжелых углеводородов или неуглеводородпых компонентов, определение коэффициента сверхсжимаемости по двум приведенным параметрам может привести к серьезным погрешностям. В этом случае рекомендуется вводить третей параметр, характеристический.

11.5.1. Определение коэффициента сверхсжимаемости по двум приведенным параметрам

В тех случаях, когда количество неуглеводородных и тяжелых углеводородных компонентов в газз уенсе 10 об. %, коэффициент сверхсжимаемости z определяют по двум параметрам — ркр и Ткр. Псрядок определения следующий.

1.    Способами, описанными в п. [ 1.3, находят критические параметры ркр к Ткр.

2.    Рассчитывают приведенные параметры рпр и Тпр.

3.    По графикам, приведенным па рис. П.7 и 11.8, определяют для рассчитанных рпр и ТПр коэффициент г. При этом рис. II.7 используется в том случае, когда содержание метана в газе более 98 об. %. Этим способом определяется козффи-циент сверхсжимаемостл ~акже в тех случаях, когда компонентный состаз газа неизвестен, а извсстнг только относительная плотность.

Пример. Рассчитать коэффициент сверхсжнчаемости газа при р = .50 кгс/сма и Т = 303 К, состав которого нрнЕеден в табл. II.4.

Определим критические параметры газа

Ркр = 47,6 кгс/см2; Ткр = 218,4 К-

Найдем приведенные параметры

Рпр = 150/47,6 =3,15; Тпр =303/218,4 = 1,388-

По графику рис. II.fi для полученных рпр и 7Пр находим z = 0,7.

11.6.2. Определение коэффициента сверхжимаемости по трем параметрам

В тех случаях, когда суммарная молярная концентрация высоко кипящих углеводородных и нсуглеводородных компонентов превышает 10%, а также при наличии в газе полярных веществ для определения коэффициента 2 вводится третий параметр. Одним нз наиболее употребительных в качестве хаэактеристи-ческого параметра является фактор а центр ичнс стимол екул_о», который для смеси определяется по формуле

п


(11.18)

где со,- — ацентрический фактор г-го компонента.

Для компонентов природного газа факторы ацентр ичк ости приведены в табл. II. 1. Для фракций С7 + в. если неизвестен состав фракции, ацентрический фактор можно определять по формуле


(11.19)

где Гкип,-—температура кипения i-ro компонента.

При этом критические параметры определяются по графику в зависимости от молекулярной массь: фракции.

Коэффициент СБсрхсжимаемости z по трем параметрам определяется ио формуле

(11.20)

Значения zi0) и гш в зависимости от рпр и Тпр находят по графикам, приведенным на рис. II.9 и 11.10.

6,0    9,0    Ю,0    11,0    12,0    Рщ

1,0 2,0

Ряс. LI.7. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости от приведенного давления и температуры для метана

о 0,2 as 0,7 to %г и

Приведенное давление /?„р Рис. 1.4. (Продолжение)

Затем из графиков Брауна (см. рис. 1.5) определяют псев-докритические параметры газа:

РкР = 4,6; Гкр = 210 К.

Далее рассчитывают псевдоприведенные параметры газа:

Р, = ~Г 3.5; 7;p=.|U ,,38.

По этим параметрам из рис, 1.4 определяют коэффициент сверхсжимаемости z = 0,71.

При двух разных режимах между показателями газа существует зависимость

P\V\ _ PlV2

0,5    0,6    0,7    ОД    0,9    0,6    0,7    US    0,9

Относительная платность еаза

Рнс. 1.5. Зависимость приведенного критического давления (а) и температуры (б) от относительной плотности газа (графики Брауна)

С помощью уравнения (1.17) можно определить объем и^и давление газа после изменения его первоначальных параметров.

Для иллюстрации этого положения приведем пример расчета.

Пример 1.7. Баллон с природным газом находится под давлением 21 МПа при температуре 303 К. Объем баллона 0,5 м3. Для заполнения баллона использовался газ, имеющий параметры: р - 6 МПа, Т = 20 *С. Критические параметры газа: pKV = = 4,8 МПа, ТХ9 = 200 К.

Требуется определить объем газа, необходимый для заполнения баллона при давлениях 6 и 0,102 МПа (атмосферное).

Решение. Рассчитывают коэффициент сверхсжимаемости газа z при разных режимах.

1.    Определяют z при давлении 6 МПа. Для этого рассчитывают приведенные параметры

^ = 1,465; pi-J-,1,25.

По приведенным параметрам (см. рис. 1.4) определяют коэффициент сверхсжимаемости газа z = 0,87.

Аналогичным образом находят коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении р = 21 МПа и Т = 303 К.

Ч = — = '.515; г = 0,78; р'р = — = 4,735.

200    4,8

2.    При атмосферном давлении Т = 293 К коэффициент сверхсжимаемости газа с незначительной погрешностью можно принимать равным единице.

Закон Бойля - Мариотта

В основном уравнении (1.1} для данной массы газа N' и т — постоянные величины, при неизменной температуре, с — тоже постоянно, так как скорость молекул пропорциональна корню из абсолютной температуры. Таким образом, правая часть уравнения есть произведение постоянных величин, отсюда получается закон Бойля — Мариотта: для данной массы газа при неизменной температуре произведение объема на давление есть величина постоянная:

Давление смеси газов равно сумме парциальных    давлений,

т.е. тех давлений, которые имел бы каждый из входящих в смесь газ, если бы в объеме, занятом смесью, находился он один.

Закон Гей-Люссака

Напишем основное уравнение для двух состояний одной и той же массы газа при одинаковых давлениях, но разных температурах:

30

Квадрат средней скорости с2 заменен выражением а2Т, где а — коэффициент пропорциональности.

Разделив (1.8) на (1.9), получим закон Гей-Люссака

= (1,10)

^2 h

г.е. объемы газа при постоянном давлении относятся как их абсолютные температуры.

Закон Шарля

Если нагреть газ при постоянном объеме от температуры Г, до температуры Т2, то основное уравнение д\я первого состояния

P|V = 2n'^,

Pi _ Г1


(1.11)

р2 т2

I е. при постоянном объеме давления газа относятся как их абсолютные температуры.

Закон Авогадро

Напишем основное уравнение для двух газов, занимающих "Линаковые объемы при одинаковых температурах и давлениях; для первого газа

pV = -N(1.12) 3    2

10    11    12    13    П    р

Рис. II.8. Зависимость коэффициента сверхсжцмаемости для природного газа от приведенного давления и температуры



3.    По уравнению (1.17) рассчитывают объемы газа при раз* ных давлениях.

4.    Находят объем газа при давлении 16 МПа. Уравнение (1.17) решают относительно Vv где Vx - объем газа при р = = 6 МПа.

у _ P2^2Z\^\ 21- 0, 5 0,87 293 __ j ggy^ мз '    Р\^2Т2    б -0,78-303

5.    Объем газа при атмосферном давлении 0,102 МПа определяют также по уравнению (1.17). При этом z, = 1.

V    = -21-0'5-1-29^ = 127,62 м3.

0,102-0,78-303

Следует отметить, что объем газа при атмосферном давлении можно определить также с учетом параметров газа при давлении 6 МПа. В этом случае

V    = ^ 1.8875    293    _    127    62    Мэ

0,102 ¦ 0, 87 • 293

1.6. РАСЧЕТ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ

Двухкомпонентные системы. На установках комплексной подготовки широко распространены двухкомпонентные смеси. Чаще всего одним из компонентов этих смесей является вода. Вторым компонентом могут быть гликоли, метанол и ряд других реагентов, используемых для приготовления различных ингибиторов. В связи с этим целесообразно подробно рассмотреть такие системы.

При проведении технологических расчетов составляющие бинарных смесей принято называть низкокипящими и высоко-кипящими компонентами.

Константы равновесия компонентов бинарной смеси можно определять по следующим уравнениям:

н = —;    (1.18)

Р

=    (1.19)

р

где Кк - константа равновесия низкокипящего компонента (НКК); Кв - то же для высококипящего компонента (ВКК); рн и р, - давление насыщенных паров чистых низкокипящего и высококипящего компонентов при заданной температуре; р -общее давление системы.

Чаще всего состав фаз смеси определяют относительно низкокипящего компонента:

(1.20)

к*-к*

Y„ = K,X„    (1.21)

где Хн - молярная доля НКК в жидкой фазе; Ун - то же в паровой фазе.

Вычислив Хнк и Уик, находят Хвк и Увк:

Х„ = \-Хт;    (1.22)

У„ = 1-У„„    (1.23)

где Хм и Увк - молярная доля высококипящего компонента в жидкой и газовой фазах соответственно.

Зная значения констант равновесия компонентов и их молярную концентрацию в фазах, вычисляют молярную долю жидкой (0 и паровой (и) фаз при изменении параметров системы.

(1.24)

I - (Y„ - X0)/(Y„ - Хн);

*0~*н


(1.25)

(1.26)

Уи-х*

где Х0 молярная доля низкокипящего компонента в исходной смеси.

Обычно расчет проводят относительно 1 моль исходной смеси. Затем определяют общее число молей фаз и количество в них компонентов:

I = Ш;    (1.27)

V = vN = N - L,    (1.28)

где L и V - число молей    жидкой    и    газовой    фаз    соответствен

но; N - общее количество молей исходной смеси.

Число молей компонентов в фазах системы определяется из следующих уравнений:

L.-LX,-,    (1.29)

L. = LX, = L -    (1.30)

1’„ = УУ„;    (1.31)

V,= VY,V-Vm,    (1.32)

где L„ н L, - число    молей    низкокипящего    и    высококипящего

компонентов в жидкой фазе;    Vn    и    Vn ~    то    же    в паровой    фазе.

Pv = -N,M.    (1.13)

3    2

Приравняв правые части (1.12) и (1.13) и сокращая числовые коэффициенты и выражения кинетической энергии молекул, которые равны ввиду равенства температур, получаем

N, = N2.    (1.14)

В одинаковых объемах при одинаковых температурах и давлениях содержатся одинаковые количества молекул.

Число молекул в объеме одной грамм-молекулы называется числом Авогадро и обозначается N. Значение N равно 6,023 • 1023 молекул.

Объединенный закон Мариотта - Гей-Люссака

Напишем основные уравнения для двух состояний газа при изменении объема, давления и температуры:

рУх = - N'ma2Tx]    |

p2V2 -N'ma2T2.

3

Отсюда

p,V, _ p2V2

(1.15)


Произведение объема газа на давление, деленное на абсо-люттгую температуру, для данной массы газа есть величина постоянная.

Как видим, из основного уравнения кинетической теории чрезвычайно просто получаются все газовые законы, ранее установленные опытным путем.

1.2.3. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВАЯ ПОСТОЯННАЯ

Уравнением состояния называется уравнение, связывающее основные параметры, характеризующие состояние газа: объем, давление и температуру. Уравнение состояния идеаль-

32

пых газов, или уравнение Клапейрона — Менделеева, может быть получено из объединенного закона Мариотта — Гей-Люссака (1.15).

В правой части уравнения (1.15) вместо индекса “2” поста-пи м нулевые индексы, в левой части индексы не будем пи-гать, так как левая часть может относится к любому состоянию:

= ^-. (1.16) т т0

Если это уравнение писать для единицы массы определенного газа, то правая часть будет величиной постоянной, которую называют удельной газовой постоянной и обозначают В. Тогда уравнение (1.16) запишется в виде

pV = ВТ.    (1.17)

Это уравнение впервые было получено Клапейроном. Для массы ш граммов данного газа оно имеет вид

pV = mBT.

Однако удобнее уравнению состояния идеальных газов придать более универсальный вид, что и было сделано Д.И. Менделеевым следующим образом. Уравнение (1.17) переписывается для одного моля газа. Поскольку один моль .любых газов при нормальном давлении р0 занимает объем = 22,41 л, то правая часть (1.17) будет универсальной газовой постоянной для всех газов; обозначив ее R, вместо (1.17) получим

pV = RT.    (1.18)

Если же рассматривается произвольное количество газа, например т, и если молекулярная масса д, то число молей равно т/ц и уравнение Клапейрона — Менделеева записывается окончательно в виде

pV = -RT.    (1.19)

ц

Универсальная газовая постоянная R — это работа расширения одного моля газа при нагревании на один градус при постоянном давлении.

Найдем значение универсальной газовой постоянной в системе СИ

R = ^ = 101325-22,4/273 = 8314 Дж/(кмоль • К).

273

If •    •    I

о x о я я as - an.


5 >> с сs

|я Э°.3 « f. g ч о.

S°«**1 Mss

се 3 н о 4) ч а: я ? с а С— я Г Л S «

.3    «    <

в я .« о

—    ОаЯ    U

J *«* 5 О О

-Г«|И

га


Пример. Рассчитать    Коэффициент свсрхсжнмаемости газа при р =    150    кгс/см3

и Т = 303 К- Состав газа    прнведеп в табл. II.4.

По табл. II. 1 находим факторы ацентричности отдельных компонентов    а)-.

Рассчитываем фактор    ацентричности газа данного состава по формуле (11.18);    со    =

= 0,04034; расчет (О приведен в табл. 11.10.

Определяем критические параметры газа способами, описанными в п. II.3; для данного примера рКр = 47,6 кгс/см3, 7'кр = 218,4 К.

Рассчитываем приведенные параметры

Рпр = 150/47,6 =3,15; Тпр = 303/218,4 = 1,39.

Для полученных р . Тп по рис. II.9 и 11.10 находим z(0) иг111; г(О,=0,715; z(1J= = 0,195.

Находим коэффициент сверхсжимаемости газа по формуле (11.20)

г =0,715 + 0,04034-0,195 =0,723.

Расчет фактора ацентричности природного газа


Таблица 11.10

Состав газа

xi

<Df

СН«

0,7410

0,0104

0,007710

с3н,

0,0748

0,0936

0,007375

Са Н8

0,0337

0,1524

0.005135

i-C4H10

0,0076

0,1849

0,001405

п-С4Н19

0.0163

0,1010

0,003376

«-с5н13

0,0057

0,2223

0,001267

'J-CrH,,

0,0032

0.2539

0,000812

С,1 Н | 4

0,0063

0,3007

0,001894

n2

0,0009

0,0400

0,002436

HssS

0,0200

0,1000

0,002000

СО*

0,0300

0,3310

0,006930

О) — 0,04 034 0

11.5.3. Аналитические методы определения коэффициента сверхсжимаемости

В случае необходимости аналитического определения коэффициента z, в частности, для расчетов с помощью ЭВМ можно использовать методы, основанные на уравнениях состояния газа с вириальными коэффициентами.

I. Для определения коэффициента г по двум параметрам можно использовать уравнение

1    a*2    h

Z~    I— h ~b*~'T+hi    (11.21)

где    h    —    pb*/г;

b*    = 0.0867Т Кр1РкрТ;    (11.22)

а'2 - 0,4278Г^5/Ркр^-5.

Коэффициенты уравнения (11.21) для смеси определяются по формулам

<4 = i «Л,    (11-23)

1=1

&СМ = S b*txt-

1=1

Порядок построения изобары. Изобара характеризует фазовое состояние смеси, состоящей из различных компонентов. Каждому давлению соответствуют свои кривые зависимости Х-t и Y-t (здесь X и Y - молярная концентрация низкокипящего компонента в жидкой и паровой фазах соответственно; t - температура системы).

Зависимости X - t и Y - t, т.е. изобарические кривые, строятся в следующей последовательности.

1.    Выбирают систему координат "температура - молярная концентрация НКК". Молярная концентрация компонентов в системе может меняться в интервале 0+1.

2.    Находят температуру кипения компонентов смеси при заданном давлении. Эти температуры обозначим как tH и tn.

Система, состоящая только из НКК, имела бы температуру кипения tH, а только из ВКК - Температуры t„ и t„ соответствуют граничным условиям бинарной системы и, следовательно, являются крайними точками изобарических кривых.

3.    Задаются значениями температур между t„ и tB. Из соответствующих графиков или таблиц находят давление насыщенных паров компонентов системы при этих температурах.

4.    Вычисляют константы равновесия компонентов системы при заданных температурах. Для этого пользуются уравнениями (1.18) и (1.19).

5.    По уравнениям (1.20) и (1.21) вычисляют молярную концентрацию низкокипящего компонента в жидкой (Хи) и паровой (У,,) фазах.

6.    По полученным значениям Х„ и Уи для заданных значений температуры находят промежуточные точки изобарических кривых.

Для иллюстрации описанного выше положения приведем пример расчета.

Пример 1.8. Построить фазовую диаграмму системы вода-метанол при давлении 0,143 МПа.

Решение. 1. Находим температуру кипения воды и метанола при давлении 0,143 МПа; t„ = 68 °С; ta = 110 °С.

2.    Задаемся значением температур в интервале 68+110 “С и из прил. 2 находим давление насыщенных паров метанола и воды при этих температурах. Данные сведены в табл. 1.7.

3.    По уравнениям (1.20) и (1.21) вычисляем константу равновесия воды и метанола

4.    По уравнениям (1.20) и (1.21) вычисляем молярную концентрацию низкокипящего компонента в жидкой и паровой фазах.

Исходные данные для построения фазовой диаграммы системы вода - метанол

t,

р,, кНа

Р,'

кПа

К,

1 -К,

К„ + *.

У„

75

38,5

151,8

0,269

0,731

0,792

1,061

0,923

0,979

80

47,3

181,9

0,331

0,669

0,941

1,272

0,711

0,904

90

70,1

257,1

0,490

0,510

1,308

1,798

0,390

0,701

95

84,5

303,0

0,591

0,409

1,528

2,119

0,2677

0,5673

100

101,3

355,9

0,708

0,292

1,871

2,489

0,164

0,408

105

126,1

423,1

0,882

0,118

2,076

2,958

0,057

0,169

5. По полученным данным в системе координат X~Y строим изобарические кривые, которые приведены на рис. 1.6.

Определение состава фаз по изобарическим кривым. Наряду с уравнениями (1.18) - (1.21) составы фаз можно определить и по изобарической диаграмме. Проиллюстрируем это примером.

Пример 1.9. Исходная смесь воды и метанола содержит 40 % (молярная доля) метанола. Требуется определить количество и состав фаз при давлении 0,143 МПа и температуре 95 °С.

Решение . Для этой смеси фазовая диаграмма для р -

- 0,143 МПа приведена на рис. 1.6. В противоположном случае по аналогии примера 1,8 потребовалось, бы построить изобарическую диаграмму. Для проведения расчетов пользуемся диаграммой 1.6.

Из точки t (рис. 1.7), соответствующей температуре смеси, проводим параллельную линию к оси 0 -X. Затем из точки Хй проводим перпендикуляр к оси 0 -X. Находим точку пересечения этих линий; обозначим ее через k. По полученным точкам находим; kl - число молей жидкой фазы в заданных условиях (в пересчете на 1 моль исходной смеси); km - число молей паровой фазы.

Зная величины kl и km, можно найти долю жидкой (/) и паровой (а) фаз;

l = K = -ti_;    (1.33)

ml kl + km

v = ~~ ———.    (1.34)

ml kl + km

Для конкретного примера kl = 0,175; km ~ 0,14; ml = 0,315. Подставив значения kl, km и ml в уравнения (1.24) и (1.25), находим;

Уравнение Клапейрона — Менделеева широко используется для решения многих практических задач, несмотря на то, что оно выведено для идеальных газов. Дело в том, что почти все газы при не очень низких температурах, далеких от точки конденсации данного газа, и при давлениях, не очень сильно превышающих атмосферное, почти не отличаются от идеального газа. Только при низких температурах, приближающихся к температуре конденсации данного газа, или при давлениях в сотни и тысячи атмосфер наблюдаются заметные отступления от уравнения Клапейрона — Менделеева, и тогда надо пользоваться другим уравнением состояния.

Уравнением Клапейрона — Менделеева в виде (1.19) можно пользоваться тогда, когда известна молекулярная масса газа или же когда ее надо определить по другим известным величинам, входящим в формулу (1.19).

Часто встречаются задачи, в которых молекулярная масса газа неизвестна. Это может быть в газах сложного состава. Определить молекулярную массу такой смеси обычно трудно, но сравнительно легко можно определить ее плотность. Тогда можно получить решение задачи, пользуясь уравнением Клапейрона — Менделеева, только расчет газовой постоянной надо вести не по молекулярной массе jll, а по плотности р газа и относить ее не к одному молю, а к единице массы газа, например, к одному килограмму. При таком расчете нельзя получить универсальную константу, для каждого газа получается свое значение газовой постоянной В.

Для одного килограмма воздуха

в = -flt-L,

273 рв

здесь р0 — атмосферное давление, Па; р0 = 1,293 кг/м3 — плотность воздуха при нормальных условиях.

Вместо V0 введем удельный объем 1/р — объем, занятый одним килограммом воздуха. Подставив значения, в системе

101325

СИ получим: В = —-= 287,05 Дж/(кг • К). Таково значе-

273 • 1,293

ние газовой постоянной для одного килограмма воздуха.

Для другого газа значение постоянной В в системе СИ получим, разделив число 287,05 на относительную плотность газа по воздуху р:

В = 287,05/р.

1.2.4. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ РЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

Экспериментальная проверка уравнения (1.19), проведенная многими исследователями, показала, что изменение свойств I сальных газов при высоких давлениях нельзя описать этой твисим остью.

Голландский физик Ван-дер-Ваальс в 1879 г. предложил учесть собственный объем молекул газа и силы их взаимного притяжения посредством введения дополнительных членов в уравнение Клапейрона — Менделеева:

(Р + А)(1,_Ь) = ЛГ>    (1.20)

I д<* а константа сцепления молекул, Па ¦ м6/кг2; v =

- V/G удельный объем газа, м3/кг; Ь — поправка на соб-

¦    шинный объем молекул, м3/кг.

В равнении (1.20) слагаемое a/v2 выражает внутреннее -тление, которое является как бы равнодействующей сил притяжения всех молекул в объеме V. Оно прибавляется к пигшнему давлению.

Нан-дер-Ваальс нашел, что поправка Ь на собственный 11.1*м молекул, имеющих шарообразную форму, равна учет-*м ргII ному объему молекул.

Уравнение (1.20) приближенное. Коэффициенты а и Ь в a m тнительности являются сложными функциями объема, || мпературы, формы молекул газа.

Их можно выразигь через критические давление ркр и тем-' • | i.i гуру TKfJ следующим образом:

а = 27Г Л2/63р2,р; b=RTKp/8pKp,    (1.21)

у К 8314,3 Дж/(кмоль • К).

Критическая температура чистого вещества — это максимальная температура, при которой жидкая и паровая ф.> • i.i могут сосуществовать в равновесии, или та температу-I • ¦ при которой средняя молекулярная кинетическая энергия

¦    ыионигся равной потенциальной энергии притяжения моле-

Мри более высокой температуре существование жидкой

•    |м н.1 ненозможно.

Д.шлопие паров вещества при критической температуре

¦    • I ипьнтгя критическим давлением, а объем вещества,

•    нп'м иный к одному молю или другой единице массы веще-

•    т.» ни илвается к ритичес к им удельным объемом.

•    35

Пример. Определить аналитическим способом г при 303 К и 150 кгс/см2 для газа Следующего состава: СН4 — 0.92; СгН, — 0,06; С3Н8 — 0,02.

По формулам (11.22) рассчитываем а{- и для каждого компонента.

По формулам (II.23) определяем коэффициенты <z*M и Ь*м:

а*см = 0,05715; Ь*сн =0,001228-

Составляем уравнение

2з _ 22 _i_ 0 272z — 0,0905 = 0.

Решаем уравнение относительно г. В данном случае получается один действительный корень z = 0.8006.

В связи с тем, что при решении получаются корни третьей степени, расчеты необходимо проводить до шссти десятичных знаков.

II. С учетом фактора ацентричности коэффициент г определяется с помощью уравнения

2 = Z0 -f Z* + 2**0),    (11.24)

где z„ — коэффициент г, рассчитанный по уравнению (11.21).

«* = -л АН1 + *2пр - О2+ А3 [Рпр - At - Л5пр - I)4] |    +

,    ^1^пр    (^пр    ^2    Д3Рпр ~Ь й,РпрГПр) (1    ДбЛцр ~j~ ^6рпр^пр)    ,

1 “Ь ^7 (^пр     ВэРпр  BloPnpTпр)4

+ ВпГ3рр1р/(Т% + впр\ р);    (11.25)

г++ _ ^прРнр (7"пр    1    0,049/?пр) (Ct -}- СоРир — С3рПрТпр -f- CJпр)    j j 2(3)

Пр + С5(Г„р-С6Л1р+С8рпрГпр)4

Константы уравнений (11.25), (11.26) приведены в табл. 11.11.

Таблица II.11

Значение констант уравнений (11.25) и (11.26)

Константа

Значение

Константа

Значение

Аг

0,035

В,

0,0112141

А,

14137,6

В10

0,0495574

1397,124

Ви

0,000442593

>14

1,030

0,0692768

At

13,440

Cl

0.825714

Bt

0,00260913

с.

0.00736587

В,

3,19325

ся

0,00255204

В,

1,77486

Сг

0,00115729

ВА

0,434418

Сь

0,101212

Bi

0.144392

с.

2,46596

Bt

0.00704658

С7

0,220411

в,

616.830

с.

0,0161963

в,

1,00122

Точность определения коэффициента z по формулам (11.24) — (11.26) такая же, как у метода, приведенного в п. II.5.2.

III. Для смесей легких углеводородов и S02, H2S, С02 и N3 наиболее проверено уравнение Бенедикта—Вебба—Рубина, которое для коэффициента сверхсжимаемости имеет вид

г = pv/RT = 1 + (В, - A.VRT - С./ЯГ»)    a/RT)    -^    +

+ iaa/RT)yi-+ <e/RT>) [(1 + уУ'*)/е^'.    (11.27)

Здесь р — давление, кгс/см2; R — 0,08207 --(плотность в моль/л); кон-

МОЛ Ь • / v»

станты А0, В0, С0, а, Ь, а, с,у приведены для индивидуальных веществ в табл. 11.12. 34

о о о о о о о о г-.

со ^


ООО

СО    -•    (М_    ТГ

о сч со


03

03

ю

1Г>

00

СМ

со

со

СО

СО

о

СО

Г-

см

Tf

О

о

г-^

см

СО

о

о

о

О

—¦


Примечание. Давление выражено в кгс/см!. плотность — п моль/л, R = 0,08207 л• (кгс/см*)/(моль/°С).


Г-'    —


со о»

аэ Ю 05 со

— TJ*

о — о о


СМ

СМ

ю

о

о


о

СМ

о

'!}•

СО


-JC

ю

со

о

о


— о

О lH


О

о'


Константы уравнения (П.27)


СО

о

о

_

ю

со

со

ОО

Г'-

со

см

со

со

-*г

СО

00

СО

1"-

Ю

СО

00

05

о

г-

—•

со

•’3'

со

t-

о

СО


ю

03

со


СО    —

СО    о

о    со

CM    Tt*


СО

X

о

00


о>    О) см

ОО    Г-- Г-

00 — со — СП см

о

о

о

со

о

см

ш

о

оо

h-

оо

оз

ю

со

со

•гг

см

со

о

о

о

о

о

о


со

СМ

СО

оо

00


— см ю


ю

'I*


§


со

СО


•*г

с.

со

со

ез

о


LO

со

СО

ю

г-

о

см

ю

со

см

со

f-

со

ю

см

05

тг

г—

ю

см

см


S 'о

2 о

°о

ш ^

о“Д

о


ta


8 3?


00 о о о со о

о

со

о

со

оо

оз

ю

о

СО

со

ОЗ

ю

о

о

о

о

* *

Tt*

см

оз

о

00

ср

СО

со

СО

СО

со

ОП

05

оо

СО

ю

оз

о

СО

h-

оз

00

LO

о

СО

со

03

со

00

СО

г-

о

ГО

см

о

ю

см

ю

о

о

о

о

о


Tf1

о

о

о

о

см

о

00

см

о

СО

СО

со

см

о

гм

о

о

о

о

о

о

о

о

о

СО

о

о

Tf

ю

г-

05

'+

ч*

¦tf

со

05

о

о

о

оо lo см см

03 со —    —• со ю

05 СМ СО СО


о

«о

Г-

о

о

о

о

о

СО

о

о

о

со

о

см

ю

о

'*

03

о>

о

см

см

см

05

СО

СО

ю

см

о

t4-

о

со

со

00

см

О

г-~

ю

о

о

со

см

00

СО

ю

о"

о

о'

о"

о"

о*

о

'

см"

in

со

о

25

оо

о

о’


СО

_

со

СО

о

CM

о

ю

to

с:

t-'-

СО

СО

ю

оо

ш

Г-.

1-

т»*

со

t~~

см

CM

03

см

со

ю

со

f-

Tf

о

о

’—I

—•

1

o'

о

о'

о

о

о*

о

о*

НО

о

о

03


о

со

ю

•«*

о

ю

см

1>-

сО

ю

ю

см

Tt*

см

05

ю

ю

|-~

ОО

со

00

оо

о

см

<

—*

Tf

со

о

о

см

о

ю

о


см

со

о

со

Г~-

(73

ю

со

Ч*

ю

ю

см

ос;

05

см

см

сг>

оо

см

го

см

о

03

см

о

—<

ю

оз

00

•—1

о

о

о

о

о

см


S С S U


SO

J_1_I_1_1    SO*-1—1—j--1-

ft*    US    X    0    Q,s    x

0

Рис. 1.6. Изобары системы мета- Рис. 1.7. Определение состава фаз с

использованием изобарических кривых


нал — иода


v = -^- = 0,4444.

0,315

Зная значения / и v, по уравнениям (1.30) - (1.31) вычисляем число молей воды и метанола в жидкой и паровой фазах. Предварительно из рис. 1.6 находим:

Х„ = 0,265; Y„ = 0,565; /м = 0,5556 • 0,265 = 0,1472;

/„ = 0,5556 - 0,1472 = 0,4084; им = 0,4444 - 0,565 = 0,2511;

vB = 0,4444 - 0,2511 - 0,1933.

Проверка погрешности. По полученным данным общее количество метанола в системе составляет Х0 = 0,1472 + 0,2511 = = 0,3983 моль. По условиям примера Х0 = 0,40. Следовательно, погрешность расчета составляет 0,4 %.

Пример 1.10. По данным примеров 1.8 и 1.9 требуется определить молярную долю фаз аналитическим способом.

Решение. 1. По уравнениям (1.18) и (1.19) вычисляем константу равновесия воды и метанола. В данном случае их значения даны в табл. 1.7.

2. По уравнениям (1.20) и (1.21) определяем молярную концентрацию метанола в жидкой и паровой фазах:

х 1-0,591    =    о 2677;

2,119 - 0,591

Ум - 2,119 • 0,2677 - 0,5673.

3. По уравнениям (1.24) и (1.26) вычисляем молярную долю жидкой и паровой фаз:

I = ft 5673 -а 40 _ а 1673 _ Q

0,5673- а 2677    0,2996    '    ’

0,40-0,2677 _ Щ323 _q 0,5673 - 0,2677    0,2996

Сравнение значений lav, полученных по примерам 1.9 и 1.10, показывает их явную близость.

Пример 1.11. На установку очистки гликоля поступает раствор гликоля, содержащий 85 % (масс.) ДЭГа и 15 % воды. Количество раствора - 1000 кг. Требуется определить состояние смеси после ее нагрева в рекуперативном теплообменнике до 134 °С. Давление в системе 1,1 кгс/см2, или 836 мм рт. ст.

Решение. 1. Определяют молярный состав сырьевого раствора.

Концентрация воды Х0 = 0,50985.

Концентрация ДЭГа Хд = 1 - 0,50985 = 0,49015.

2.    Находят давление насыщенных паров воды и ДЭГа:

рл - 2442 мм рт. ст.; рй = 10 мм рт. ст.

3.    По уравнениям (1,18) и (1.19) вычисляют константы равновесия воды и ДЭГа.

К, = 2442/836 = 2,9211; КА = 10/836 = 0,01196.

4.    По уравнениям (1.20) и (1.21) определяют молярные доли воды в паровой и жидкой фазах:

в жидкой фазе

ХЙ = (\~ 0,01196)/(2,9211 - 0,01196) = 0,3396;

в паровой фазе

У„ = 2,9211 • 0,3396 - 0,9920.

По материальному балансу вычисляют молярную долю ДЭГа в паровой и жидкой фазах: в паровой фазе

Уд = 1 - 0,9920 = 0,0080;

в жидкой фазе Хд = 1 - 0,3396 = 0,6604.

Рис. 1.3. Диаграмма зависимости давления от температуры для индивидуального компонента. Состояния:

/ — твердое; 2 — жидкое; 3 - парообразное; 4 — газообразное


На рис. 1.3. приведена зависимость давления (упругости насыщенных паров) чистых веществ от температуры.

Создание более точного уравнения состояния природных газов, способного правильно оиисывать изменение их свойств в процессах добычи и переработки природных газов, шло в двух направлениях:

дополнение уравнения состояния идеального газа большим числом констант;

введение поправочного коэффициента z в уравнение состояния идеального газа (1.18), учитывающего отклонение реального газа от идеального,

pV = zRT.    (1.22)

Д. Браун и Д. Катц на основании изучения результатов экспериментальных измерений коэффициента сверхсжимаемости установили, что если приведенные параметры различных природных газов одинаковы (рпр, Гпр), то они находятся в соответственных состояниях, при которых их физические свойства (z, плотность и др.) одинаковы, т.е. z = z(pn?, 71Ip).

Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, объем, плотность, коэффициент сверхсжимаемости) больше или меньше критических:

Pup Р/Ркр. ^пр Т/Ткр, vup V/VKP, Рпр Р/Ркрг Zaр z/zxp.

На рис. 1.4 приведена зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа z от рпр и Тпр. Молекулы простых газов (метан, гелий, аргон, криптон, ксенон и др.) имеют сферическую форму, молекулы сложных газов и жидкостей — несферическую.

Для сложных газов и жидкостей силы притяжения (или от-

1*иг. 1.4. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенных абсолютных давления и температуры

Для смесей константы уравнения приближенно определяются по значениям констант чистых компонентов^по формулам

п    \    {    п

лосм = (Е Mof) ; \<=1 /

Со с. = (2^1 ;

\ i=l 1

««'(eV/1):    tn    26)

‘¦--(gvi21)*!

«„¦(Svi'j ;

= I V r.v‘/2V

__ *№ 1=1

CM


Для определения удельного объема смеси следует использовать уравнение (11.27), подставляя в него константы смеси, определенные по формулам (11.28).

11.6. влагосодержание газа

Содержание водяных паров в газе характеризуется абсолютной или относительной влажностью.

_ Абсолютной влажностью W называется содержание паров воды в единице объема газа. Абсолютная влажность измеряется в г/м3 или кг/1000 м3.

Относительная влажность W — отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных давлении и температуре к его влагоем-кости, т. е. к количеству водяных паров. в том же объеме и при тех же давлении и температуре при полном насыщение. Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.

Влагосодержание природного газа зависит от давления, температуры, состава газа и минерализации воды.

Влагосодержание природного газа с относительной плотностью 0,6 можно с точностью до 10% определить по номограмме, приведенной на рис. 11.11. Поправочные коэффициенты, приведенные на рис. 11.12, учитывают влияние солености воды Cs, температуры Ct и плотнэсти газа С&-. Влагосодержание газа с относительной плотностью выше 0,6, на годящегося в контакте с соленой водой, определяется из выражения

W = IF0),C5CG,    (II.29)

где — влажность газа, определенная по рис. 11.11.

Следует отметить, что поправка Со учитывает лишь увеличение относительной плотности независимо от наличия в газе пеуглеводородных компонентой,

которые оказывают различное по величине и знаку влияние на влагосодержание. Так, наличие азота в газе снижает, а наличие углекислого газа и сероводорода повышает влажность природного газа. Поэтому при наличии неуглеводоэодных компонентов номограмму можно использовать только для оценочных расчетов. Для аналитических расчетов влагосодержания используется формула

F-_.| -В.

(П.30)


ГД€ д _ коэффициент, равный влагосодсржанию идеального газа; В — коэффициент, зависящий от состава газа; р — заданное давление, кгсусм2.

W, кг/1000м3

800 600

-50 -40 -30 -20 -Ю 0 10 20 30*050607080 /00120 W t,c С

Рис. 11.11. Номограмма равновесного влагосодержания природного газа с относительной плотностью 0,6

Коэффициенты Л и В в зависимости от температуры приведены в таСл. 11.13. Коэффициент А можно также вычислить по формуле

Ра. ПМ • 1,033 • 103

0,0818 293 г

Этот пример показывает, что при прохождении рекуперативного теплообменника ДЭГ практически не испаряется.

5. По уравнениям (1.24) и (1.26) вычисляют молярную долю паровой и жидкой фаз:

/ = (0,9920 - 0,50985)/(0,9920 - 0,3396) = 0,7390;

v = (0,50985 - 0,3396)/(0,9920 - 0,3396) = 0,2610.

Расчет состава фаз многокомпонентной системы. Изменение давления или температуры газовых и жидких смесей может привести к образованию в системе второй фазы. Эти процессы описываются уравнениями парожидкостного равновесия:

Х{=-ч ;    (1.35)

к,-(к,-1)1

Y{ =    *'°Ki ч ,    (1.36)

1 + (Kt - 1)V

где Х{ - молярная доля компонента в исходной смеси до начала изменения параметров; Kt - константа равновесия компонента в условиях равновесия; L и V - молярные доли жидкой и газовой фазы соответственно; Х( - молярная концентрация компонента в жидкой фазе после изменения параметров системы; У* - то же в газовой фазе.

На практике в газовой промышленности с помощью уравнений (1.36) и (1.37) решаются следующие задачи:

а)    выделение газа из нефти и конденсата на всех этапах их прохождения - от пласта до емкости хранения;

б)    ступенчатая сепарация продукции газоконденсатных и нефтяных месторождений;

в)    дегазация насыщенного абсорбента при его дросселировании;

г)    сжатие, расширение, охлаждение газа и т.д.

На примере уравнения (1.35) рассмотрим определение количества и состава жидкой и газовой фаз. Если уравнение

(1.35) записать по числу компонентов, то можно увидеть, что число неизвестных на одно больше, чем число уравнений. В связи с этим L и X, определяются методом последовательных приближений. Задаются разными значениями L между 0 и 1. Затем определяют X, для всех компонентов, после чего проверяют материальный баланс системы: сумма молярных концентраций в жидкой фазе должна быть равна единице, т.е. HXj -= 1. Если это условие не удовлетворяется, то задают новое значение L и расчет повторяют.

После нахождения молярной доли и состава жидкой фазы

Компонент

Исходная смесь

Газовая фаза

Жидкая фаза

моли

моль/моль

моли

моль/моль

моли

моль/ моль

с2н6

С3Н,

K'CiH)n

Итого

15

20

65

100,0

0,15

0,20

0,65

1,00

5,313

2,949

3,451

11,714

0,454

0,252

0,294

1,000

0,686

17,05!

61,549

88,286

0,110

0,193

0,697

1,000

выделяют число молей компонентов в ней. Затем определяют молярную долю газовой фазы V = 1 L. Далее по уравнениям

(1.30)    вычисляют молярные концентрации компонентов в газовой смеси.

Пример 1.12. Дана смесь следующего молярного состава, %: С2Нб - 15; С3Н8-20 и н-С4Н,0 - 56. Константы равновесия компонентов равны: ^С2 — 4,13; ЯСз=1,3; КС4=0,42. Требуется определить составы жидкой и газовой фаз при давлении 8,1 МПа и температуре 30 *С.

Решение. Для определения состава фаз по уравнению

(1.35) рассчитывают значения для разных компонентов. Расчет ведется на 100 моль исходной смеси.

Запишем уравнение концентрации для жидкой фазы:

Х2 = 0,15/(4,13 - (4,13 - ОО; Х3 = 0,20/(1,3 - (1,3 - l)L);

Х4 = 0,65/(0,42 - (0,42 - l)L).

Сначала задаются значением L = 0, т.е. предполагают, что вся начальная смесь испарилась.

При L = 0 находят, что сумма концентраций компонентов равна 1,74, т.е. больше единицы. Значит, жидкая фаза существует 2 + Х3 + Х4 < \ указало бы на отсутствие жидкой фазы).

Подбирая разные значения L, находим, что при L = 0,883 EX, = 1. Значит, в условиях р - 8,1 МПа и Т = 30 °С часть указанной смеси (0,88286) будет в жидкой фазе, а остальная -в газовой. Результаты расчета даны в табл. 1,8,

Этот расчет можно было выполнить также по уравнению

(1.31).    В этом случае пришлось бы задаться значением V и расчет вести в той же последовательности.

или zCM ^о(Рпр> Гпр) “Ь Zj(pup, Гпр)о)си,

где z0(pnp, Гпр) — коэффициент сверхсжимаемости простого газа, определяемый по данным рпр и Гпр; 2j(pnpI Г11р) - поправка к обобщенному коэффициенту сверхсжимаемости сложных газов и жидкостей, являющаяся функцией приведенного давления и температуры; о)см — ацентрический фактор смеси газов (для простых газов о)см = 0),

(1.23}

оз.


=

/=1


где у, — молярная доля z-го компонента в смеси; to, — ацентрический фактор i-го компонента в смеси, который можно определить по формуле Эдмистера:

кр:


ig

3


- 1,    (1.24)

-1

Г

V кип

где рат — атмосферное давление; Гкип компонента при атмосферном давлении.

Ацентрический фактор для многих веществ изменяется от

О до 0,4 (см. табл. 1.5, 1.7).

На рис. 1.5. показаны зависимости коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры.

температура кипения

Давление, МПа


Рис. 1.5. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры

Гакже применяются уравнения состояния Редлиха — Квон-| Ьенедикта — Вебба — Рубина, Пенга — Робинсона и др.

В расчетах процессов добычи, транспорта и переработки природного газа широкое применение находит двухконстант-иое уравнение состояния Редлиха — Квонга, являющееся од-и"И из модификаций уравнения состояния Ван-дер-Ваальса: с    \

(V - Ъ) = RT,    (1.25)

р +


r0,°V(V + ЬI


   л* а = 0,4275 Я27*5кркр; Ъ - 0,08664 RTKp/p%pl Гкр- крити-и кая температура (температура, выше которой газ не пере-щ'>ди I в жидкое состояние); рхр — критическое давление.

,\ля определения коэффициента z уравнение Редлиха —

•    п. ига (РК) имеет вид

z3 - z2 + z{a2 - Ь2р - Ь)р - а2Ьр2 = 0,    (1-26)

. V uJ = 0,4278 7*Vp.р ^ Ь = °-0867 Гкр/Ркр Г.

Применительно к смесям вид уравнения РК сохраняется,

и.» коэффициенты его вычисляют по следующим правилам:

а =

И критической области, а также при определении параметрам смесей, состоящих из молекул различного строения, по-Iи шность расчетов резко возрастает. Кроме того, параметра меществ и смесей в жидком состоянии также вычисляют-

•    м I большой погрешностью.

1I о этому Пенг и Робинсон предприняли попытку внести | и и«* изменения в вид уравнения РК, которые бы повысили I июсть вычисления плотности равновесной жидкости фазы. \ равнение состояния Пенга — Робинсона имеет вид

RT    а(Г)

р  ---,    (1.27)

V - Ь V(V + Ь) + Ь(V - Ь)

•    -v V молярный объем; а и Ь — коэффициенты уравнении определяемые критическими параметрами вещества.

коэффициент а — функция температуры

а(Г) = арКа(Г),

•    ¦ (а|Г) — коэффициенты, определяемые по формулам

1 + 7n(l -Ти'5пр)]2;

а =




чГ>


= tJ Q О о Ь5 о о н 1*

д ^ з.

*•о я*а

чЯ ' *

о О ы Сй ,

'¦:| Ж ро ГГ>

Я ГЪ

ьи;

оз; н л J • • л


»;т » г 5 g*p Sg =

Н ijv —

*    я

-S о S 3

в ^

3 й № ° Е о

*    л ж •


<<

я

•о

•<

п

О

о

н

от

из

о

У*

»

х

г

х


U)

3

р

х

X

X

20

X

о

-I

11 О X Q 2 1

-5 °

со

* gb S s

-, Со


со

*

V

W

р

0

S

г>

S

2

О

н

S

о

н

н

го

2

э

л

•а

р

тэ

Z


ао

Щ

Р

00

X

ft

X

Я

S


Н

со

о

:=>

S

J=

йз


20

04

Р


чг

сО


СО'


+ 1 1 1 1 1 1 1 1 СЛОСЛ*-*— ЮЮ W W*-оспослосло

•*1

о

о

оооооооооо

* -

§§§8888888 ооа>*ию — >—оооо

(Ц Ю со О) 05 О О СО Ю "• ОООСЛООСЛ^ООСОСО

-з ^3 О 9

5?

м

*4.

СЛСЛ4^4^СОСОЮЮ—-

слослослослоспо

п

ОООООООООо

О о о О О ООо 05tocO-4 0i4*COtO~ ОСЛ^СЛ^СОЮСО^к-ч

слсо-чгосослсооо^1^

О СЙ

o' я 2 -м

— ососооооо-о^оаз

ООСЛОСЛОСЛОСЛО

А

о

*—-00000000

г *

4^ О ОО "“4 СЛ СО СО tO tO 05 СО 05 •— ООООСО — ОЮ OCO — ^СОЮСО-^СЛСО

а:юао^со-осо~

Г> 33

2?

м


1 1 1 1 1 II IIJJJ J J 1J J J, 11

С1^100ЮФ*^00 - — ^оЗооою^йёою^^ооо

ЧО'-СЛ^Ф-ОЮЮЮ-^^-ООООООООООО

М *Г- 0> ^ fO V» — ос ел схч — со оо m сп »и со со to to *— >— СЛ Ю О ~vl СО ОО со СД ОС 05 СЛ 4- О-» О “-4 G* <?> Ю &•1 --J 0сл0000000ссо00-^0с?)^10)'— Со Со "Ч 00 Оо СП

ОООСЛОСЛОСЛОСОО —

000000000^00000000000000 «'«ччч-*»'»» —W ч < х и ч м ** ** - ^ **— **

OOOOOOOOOgOOOOOOOOOOgOQO СЛСЛД4^УС*ЗСОЮЮ{^ц-мм^м^ООООрООи ^ — о*— -4000-4 to ^ СО СЛ СО »— ОСООО-4С5СЛ??<^ •— oi4^oo^ooco*—corrtoo — 4^СП^ЮО — юсоа>о*^

о сл og-acnooooco-oocooocnto^i

Со

СЛСДСЛ4^4^4^4^>Ь.СОСОСОСОСОЬОЬОЬОЮЬО'— *— — '— — 4^юоооа>4*кэоооо>^юоооо4^ьооооаэ^ьоооо

0 _ п-

— ОСООО^С5С5СЛСЛ4^4^СОСОГОКЭКЭЮ*— — л _ 4^ ^ ^ СЛ С) со Ю СТ. О СЛ О 05 Ю СО Сл jO С> Ы ZJI СО to О О 00

о о^о"toV] toVi"to oo"to слcoV, слоо-оо^а со со ^со to ооооослослоооооооослчсл«^союоо

I

о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о

V V со со со со to "to "to "ro "to "— "— "— 5- о "о о "о о

0lt0<0 05C0 — 00C54^tOO00-4Cn^C0tO — OCO00 -4 05C>

to — СОСЛОСЛСОЮ^-^СО^СОСЛ^ЮГОКЭСОСЛОХО^О

слослсооо^чооосл^заэо

to

!Ш5с0СО!О'ОСО000С 00 00 00^.1‘^^4^4^4С5С5О5С)ОЗСЛСЛ оооосг. ^юоооо^юооосп^гооооо^юоооа»

о-

о^а-^с^о^слслсл^^сосососоюкэюкэю — — — — — С0^ЮЧЮ00С0ОС510С0азаЗО00а)00»- о оо о сл со го со 05 СЛ to 4** to ^4 •— to 4^ Со СЛ 05 СО О 00 СО О jjo О JO 00 О)

о "о "о "о "о сл сл о о о "о "о "о "о оосло сл со "сл "о "о "о

о

КЭ — --------—J— —J—j—J—о о о о о о о о о о о

"а> сл V V V "со со "to То То"— "о "о "со "<о Ър ^ ^ Ъ> Ъ> сл сл "сл ?

toco0o4^0t0t0c0cn04^00t0crj0*b.c04^<04^c00t000 оо^|слсл^--зоослоососослю — СО — *— СЛСОЮ — -4

to


ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОДУКЦИИ УСТАНОВОК ОБРАБОТКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Разделение пластовой продукции газоконденсатных месторождений на фракции производится на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и промысловых установках с применением абсорбционных, адсорбционных, хемосорбционных, конденсационных и других процессов.

Продукцию ГПЗ и промысловых установок условно можно разделить на 5 групп [1, 2].

В первую группу входят газовые смеси, используемые как топливо. Их основным компонентом является метан. Эти газы содержат также несколько процентов других углеводородов, диоксид углерода, азот и незначительные количества сернистых соединений. Содержание последних регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51.40-83 и техническими условиями.

Одним из основных отличий продукции этой группы является то, что концентрация отдельных углеводородов в них не регламентируется.

Следует отметить, что незначительное количество продукции этой группы используется как сырье для производства метанола, аммиака и т.д.

Вторая группа включает, в себя газообразные технически чистые углеводороды и гелий, а также газовые смеси с заданным составом. Эти продукты, как правило, используются для специальных целей.

Третья группа объединяет жидкие углеводороды, в том числе широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропана, сжиженные изо- и и-бутаны, жидкий гелий и т.д. Общим признаком этой группы является то, что в жидком состоянии при 20 “С эти углеводороды находятся при определенном избыточном давлении.

В четвертую группу входят продукты, находящиеся в нор-

мальных условиях в жидком состоянии, такие как газовый конденсат и продукты его переработки.

К пятой группе относятся твердые продукты: канальная сажа, технический углерод и газовая сера.

Все продукты, входящие в состав вышеперечисленных групп, отличаются углеводородным составом, содержанием в них воды, механических примесей, диоксида углерода и сернистых соединений, температурами кипения и застывания и т.д.

Параметры, влияющие на потребительские свойства продуктов, включая способы их доставки к потребителям, принято называть показателями качества. Практически на все виды продукции установлены показатели качества, которые зафиксированы в государственных общесоюзных стандартах (ГОСТ), отраслевых стандартах (ОСТ) и технических условиях (ТУ) [6].

ГОСТы, как правило, устанавливаются на продукты, производимые несколькими отраслями народного хозяйства.

ОСТы регламентируют показатели качества продукции одной отрасли или нескольких подотраслей. В последнем случае на долю отрасли-разработчика приходится основное количество данной продукции. К примеру, ОАО “Газпром” - разработчик отраслевого стандарта ОСТ 51.40-93 на газ, подаваемый в магистральные газопроводы, - производит более 90 % углеводородных топливных газов. Одновременно оно осуществляет транспортирование как природных, так и нефтяных газов по МГ.

Государственные и отраслевые стандарты устанавливают показатели качества на срок 5 лет. Разработка новой редакции стандартов производится с учетом развития техники и технологии газопереработки и потребности народного хозяйства в отдельных продуктах.

Технические условия (ТУ), как правило, отражают договоренность отдельных предприятий с производителем продукции. В отличие от стандартов ТУ устанавливаются на неограниченный срок и могут изменяться в любое время с взаимного согласия поставщика и потребителя.

Общими принципами установления показателей качества продукции газоперерабатывающих заводов являются:

обеспечение бесперебойной подачи к потребителям;

рациональное использование ресурсов сырья;

возможность контроля в условиях производства и потребителя;

отсутствие показателя, вытекающего как производное из других показателей;

Коэффициент b имеет вид

b = 0,0778RTK/pK.

Для вычисления коэффициента т используют формулу т = 0,37464 + 1,54226(0 - 0,26992ы2.

Уравнение (1.27), записанное относительно коэффициента сверхсжимаемости z, имеет вид

z3 - (1 - B)z2 + (А - 3 В7 - 2 B)z - (АВ -В2- В3) = 0.    (1.28)

Коэффициенту сверхсжимаемости паровой (газовой) фазы соответствует наибольший положительный действительный корень (1.19), а коэффициенту сверхсжимаемости жидкой фазы — наименьший положительный действительный корень

(1.19).

Для двухконстантных кубических уравнений состояния значение коэффициента сверхсжимаемости любого вещества в критической точке получается одинаковым. Так, для модификации Соаве zK = 0,333, а для модификации Пенга — Робинсона — 0,307. В действительности значение этого коэффициента в критической точке меняется от 0,288 для метана до 0,212 д\я н-нонадекана. Таким образом, zK уравнения Пенга — Робинсона в большей степени соответствует чистым углеводородам, чем значение zK уравнения Соаве.

Коэффициенты уравнения (1.27) для смеси вычисляют по правилу смешивания

а = IX (1 - S)т1,Л;(а,а.)05; Ь = ? цЬ,,

i=ii=i    /=I

где Cjj — коэффициенты парного взаимодействия; T|i( ri, — соответственно молярные доли г-го и j-го компонентов в смеси; а = арДа,.(Г).

1.3. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА

1.3.1. ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ

Под плотностью газа понимают отношение массы газа к его объему. Единица измерения плотности в СИ — килограмм на кубический метр (кг/м3).

Плотность газа р0 (в кг/м3) в нормальных физических условиях (при 0,1013 МПа и 273 К) можно определить по его молекулярной массе М\

40

Ро = M/22,41.

Если плотность газа задана при 0,1013 МПа, то пересчет ее п.I другое давление (при той же температуре) д\я идеального

(1.29)


¦ \и\ проводится по формуле

р = рор/0,1013,

• л*' р — давление, МПа.

Часто для характеристики газа применяют относительную нминость его по воздуху при нормальных условиях, г.е. при п НИЗ МПа и 273 К:

р0 = р0/1,293.    (1.30)

11лотность природного газа для данных р и Т при известии \ се значениях при р0 и Т0 можно определить по формуле

С-31)

1.3.2. СОСТАВ ГАЗОВОЙ СМЕСИ

1.1 юные смеси (как и смеси жидкостей и паров) характе-1»| lyio’icH массовыми или молярными концентрациями ком-

.......шов. Объемный состав газовой смеси примерно совпа-

и | с молярным, так как объемы 1 кмоль идеальных газов при одинаковых физических условиях по закону Авогадро MMi'MT одно и то же численное значение, в частности, при "Ik и 0,1013 МПа - 22,41м3.

Дли характеристики газовой смеси надо знать ее среднюю

• м-i улярную массу, среднюю плотность (в кг/м3) или отно-i и И- м.цую плотность по воздуху.

I « ли известен молярный состав смеси (в %), то средняя

• mi-кулярная масса вычисляется по формуле

«с = iy.M,/юо,    (1.32)

1 = 1

..... v,    у2,...    уп    —    молярные (объемные)    доли    компонентов в

- " - и    %;    Mlt    М2..... М„ — молекулярные    массы    компонен

та,

I < \и »адан массовый состав смеси (в %), то ее средняя mo-

д. . V, v.ipium масса вычисляется по формуле

AU = 100/?ff,/M,,    (1.33)

1=1

Рв. п — упругость водяных паров при данной температуре, кгс/см2; z — коэффициент сверхсжимаемости газа при р и Т\ М — молекулярная масса паров воды, равная 18.

Упругость нодяных паров в зависимости от температуры приведена в табл. 11.14.

Формула (11.30) справедлива для тех же условий, что и номограмма, приведенная на рис. 11.11, и в нее следует вводить те же поправки.

Пример. Определить влагосодержанне газа с относительной плотностью 0.7, находящегося в контакте с водой, содержащей 10% солей, при давлении р = 100 кгс/см2 и температуре t = 60 С.

Определяем D при 100 кгс/см2 и 60 °С по рис. 11.11.

И»п

Гм = 2,1 кг/1000 м3.

По табл. 11.13 находим при t = 60 °С Л = 152; В = 0,562 н рассчитываем по формуле (11.30)

г0|в =-^0,562 =2,082 кг/1000 м3.

Определяем для р = 0,7 Cq = 0,98.

Поправка на соленость Сs = 0,93.

Искомая влажность равна

№=2,1.0,98.0,93 = 1,914 кг/1000 м3.

П.7. ТЕПЛОЕМКОСТЬ ГАЗА

Теплоемкостью газа называется отношение теплоты, подведенной к нему в определенном термодинамическом процессе, к соответствующему изменению температуры газа.

Отношение теплоемкости к единице количества газа называется удельной (массовой или молярной) теплоемкостью.

Единицы измерения удельной теплоемкости Дж/кг*сС, ккал/кг-сС, кал/г-°С (1 кал/г-°С = 4,1808 Д ж/к г>?) или по отношению к одному молю газа Дж/моль X

X СС, ккал/моль*°С.

Для практических расчетов используют массовую или молярную теплоемкость при постоянном давлении Ср (изобарная теплоемкость).

Z0

10

"ей,, со]

Ч

-50

50

Рис. 11.13. Записимость изобарной молярной теплоемкости углеводородов при атмосферном давлении от температуры


Изобарная теплоемкость газа при Т и р определяется по формуле

= cj + ДСр,    (11.32)

где С® — изобарная теплоемкость при атмосферном давлении и заданной температуре Т, ккал/кг-°С; АСр — поправка на давление, ккал/кг-°С.

Величина Ср для природного газа известного состава определяется по формуле

^ с» -1 еЛ„ (П.ЗЗ)

too t,°c


i=l

где С^ — изобарная теплоемкость при Т и атмосферном давлении i-го компо-

пеита, ккал/кмоль-°СЭ или ккал/кг-°С; gi — массовая доля r-го компонента, доли единицы.

Величина С{)( определяется по рис. 11.13 или рассчитывается по формуле

где E(t F't, Gi, Я/, Ni — коэффициенты, определяемые для каждого компонента по табл. 11.15; п= 77100; Т — температура, К.


Рис. II.И. Зависимость ДС^ от ^пр и пр

Поправка на давление ДСр должна определяться в зависимости от состава газа по двум или трем параметрам (способ выбора метода аналогичен описанному п п. 11.5.1 или II.5.2).

I. Для определения ДСр по двум параметрам используется график, представленный на рис. 11.14. Псевдокритичсские и псевдоприведенные параметры определяются, как в п. II.3.

Так как на рис. 11.13, 11.14 АСр приведено в ккал;кмоль-сС, С°р надо определять в тех же единицах. В результате полученная по формуле (11.32) теплоем-

обеспечение экологичности использования, транспортирования и хранения;

выражение показателя через конкретные числа. Здесь имеется в виду недопустимость в стандартах и ТУ выражений, толкование которых может быть воспринято по-разному.

Установленные на те или иные продукты показатели качества наряду с потребительскими свойствами в косвенной форме отражают также уровень развития техники и технологии в данной отрасли. Так, при проектировании ныне действующих ГПЗ концентрация H2S в товарном газе но ОСТ 51.40-83 установлена не более 20 мг/м3. Это связано с тем, что в настоящее время более глубокая очистка газа от H2S сопряжена со значительными дополнительными затратами. В настоящее время на крупнейших ГПЗ (Мубарекский и Оренбургский) достигается очистка газа от H2S до его остаточного содержания в газе 5-10 мг/м3 практически при тех же эксплуатационных затратах, что и при очистке по требованиям отраслевого стандарта. Следовательно, при разработке новой редакции ОСТа возможно установление новых норм по содержанию H;S в товарном газе.

Однако в этом случае ряд старых установок по очистке газа от сероводорода не мог бы обеспечить очистку газа в соответствии с новыми требованиями. Для достижения на них более тонкой очистки газа от H2S потребовалась бы их реконструкция, что связано с большими капитальными вложениями. Поэтому установление более жестких требований на качество газа может быть отражено в технологическом регламенте соответствующей установки.

Одной из особенностей ГПЗ является изменение состава перерабатываемого сырья в зависимости от пластовых параметров нефтяного или газоконденсатного месторождения. В связи с этим для ряда основных видов продукции не регламентируется компонентный состав как показатель качества. К таковым можно отнести, в первую очередь, товарный газ и газовый конденсат, а также моторные топлива, получаемые при переработке конденсата или нефтей. Кроме того, отдельные показатели этих продуктов устанавливаются в широком диапазоне.

Благодаря этому при относительно низких эксплуатационных затратах удается осуществить переработку газожидкостных смесей с получением товарной продукции.

Следует отметить, что изменение состава добываемой про дукции, в первую очередь, отражается на показателях сырья, поставляемого из нефтяных, газоконденсатных или газовых месторождений на ГПЗ. К примеру, из газоконденсатного мсс-

торождения (ГКМ) на ГПЗ в качестве сырья подаются нестабильный конденсат и отсепарированный газ. Со снижением пластового давления, а также при изменении режима промысловых установок изменяются составы нестабильного конденсата и газа. Практически эти изменения происходят беспрерывно. Поэтому установление в ТУ таких показателей» как температура начала и конца кипения, плотность, давление насыщенных паров, компонентный состав и т.д., сделали бы соблюдение требований ТУ невозможным.

Учитывая изложенное, в ТУ на сырье, поставляемое из ГКМ на ГПЗ, должны устанавливаться такие показатели, как содержание в сырье механических примесей, различных инги-биторов, воды и т.д. Перечисленные показатели отражают эффективность работы промыслового оборудования, и, воздействуя на ряд режимных показателей, возможно поддерживать их на определенном уровне.

2.2. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ УСТАНОВЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ГАЗА

Общие требования к качеству товарных газов. Основная продукция промысловых и заводских установок по переработке газа - товарный газ, используемый в качестве бытового и промышленного топлива. Как правило, потребители товарного газа находятся на большом расстоянии от районов расположения ГПЗ, Поэтому обеспечение бесперебойной подачи газа к потребителям является определяющим при разработке документов, регламентирующих его качественные показатели.

Наряду с этим от показателей качества газа в значительной степени зависят также капиталовложения на установки промысловой и заводской обработки газа и эксплуатационные расходы на них.

Как было указано выше, добыча газа ведется в основном в регионах, расположенных в холодной климатической зоне. В то же время основные потребители газа находятся в теплой климатической зоне. Это обстоятельство обусловливает серьезные требования к качеству газа.

Надежность эксплуатации газотранспортных систем, составной частью которого является УКПГ, выдвигает определенные требования к процессам подготовки газов к транспорту. Основное из них - установление точек росы газа по воде и углеводородам, обеспечивающих бесперебойную работу ГТС с высокими технико-экономическими показателями. (Необходи-

где ди д7дп массовые доли компонентов в смеси, %.

Плотность смеси рсм (в кг/см3) определяют, пользуясь средней молекулярной массой по формуле

рсм = MJ 22,41.

Относительную плотность смеси находят по формуле Асм = Рсм/Рв = Рсм/1-293,

где ргм и рв — плотности смеси и воздуха соответственно при 273 К и 0,1013 МПа.

1.3.3. ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ПАРЦИАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ СМЕСИ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и объемов. Это означает, что каждый газ в смеси идеальных ведет себя так, как если бы он в данном объеме был один.

Парциальное давление компонента газовой смеси представляет собой то давление, которое он оказывает при удалении из объема, занимаемого смесью, остальных компонентов при неизменных первоначальных объеме и температуре.

Под парциальным объемом понимается объем, который имел бы данный компонент смеси газов, если бы из нее были удалены остальные компоненты при условии сохранения первоначального давления и температуры.

Аддитивность парциальных давлений выражается законом Дальтона

Р = Zplt    (1.34)

где р    —    общее    давление смеси газов; р,    — парциальное дав

ление /-го компонента в смеси,

Pi/P = n,/N = у-,    (1.35)

или

Р, = у,р,    (1.36)

где п,    —    число    молей    /-го компонента в    смеси; N — общее

число    молей смеси; у,    = п,- /N — молярная доля /-го компо

нента в смеси.

Парциальное давление компонента в смеси идеальных газов равно произведению его молярной доли в смеси у; на общее давление смеси газов р.

Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой г меси выражается законом Амага

V =    (1.37)

|де V общий объем смеси; v, — парциальный объем i-ro компонента в смеси

vi/V = ni/N    = yl    (1.38)

или

V, = у у,    (1.39)

ы к как парциальный объем компонента в смеси идеальных («зов равен произведению его молярной доли в смеси у, на чЛщий объем смеси газов V.

1.3.4. ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ

Вязкостью называется свойство газов сопротивляться | 'М.жению или сдвигу одной из части относительно другой. Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости |х. Вязкость углеводородных газов зави-

•    III от температуры и давления. Коэффициент динамической мм (кости газа при различных давлениях и температурах необ-« >лимо знать для разных расчетов при движении газа в пла-14 г, скважине, поверхностных газопроводах и оборудовании, .1 ыкже в процессах теплопередачи, сепарации газа и нефти,

¦ in тки газа от твердой взвести и др.

I !о закону Ньютона сила внутреннего трения, возникаю-'4.111 при перемещении одного слоя жидкости или газа отно-I ии льно другого, прямо пропорциональна градиенту относи-| м.ной скорости перемещения и площади соприкосновения них слоев.

1«кон Ньютона математически записывается так:

F = jiS{dw/dx),    (1.40)

¦ и коэффициент динамической вязкости Па • С; S — ил ц«дь параллельно перемещающихся слоев, м2; dw/dx

•    pa viiiMiT скорости в направлении, перпендикулярном плоско-11и I ^прикосновения слоев, W м/с и х — м.

111 ш расчетах часто применяют коэффициент кинематиче-

•    • и вязкости v (в м2/с), который равен коэффициенту дина-м|пп кой вязкости, деленному на плотность газа р в рабочих г Линиях:

V = ц/р.    (1.41)

43

Е

F •

10*

Компонент

М

г°

/* 1

ср.

СР'

ккал

ккал

ккал

ккал

9

кг/°С

кмоль/°С

кг/°С

кмоль/°С

Метан

16,04

0

0

13,9778

224,203

Этан

30,07

0

0

14,9416

449,293

Пропан

44,09

0

0

15,8422

698,483

Бутан

58,12

0

0

15,7191

913,595

Изобутан

0

0

16,2779

946,072

Пентан

72,15

0

0

15,7071

1133,26

Изопентан

-

0

0

15,9642

1151,82

Гексан

86,18

0

0

15,7782

1359,77

Гептан

100,20

0

0

15,7734

1580,49

Октан

114,22

0

0

15,7864

1803,12

Нонан

128,26

0

0

15,7605

2021,45

Лекан

142,29

0

0

15,7618

2242,70

Кислород

32,00

0

0

5,16411

165,25152

Водород >

2,02

0

0

78,907122

158,07675

Вода

18,02

0

0

9,58901

172,7556

Гелий

4,00

1,24

4,96

0

0

Аргон

39,95

0,12437

4,9686

0

0

Криптон

8380

0,0594-

4,9777

0

0

Хлористый водо

36,46

0,177044

6,45591

0,345655

12,9325

род

Сероводород

64.86

0

0

4,56145

292,23385

Двуокись серы

34.08

0

0

5,82291

198,683

Азот

28,01

0

0

5,193740

145,5280

Двуокись угле

44,01

0

0

6,14927

270,636

рода

Окись углерода

28,01

0

0

5,27029

147,626

кость Ср будет также выражена в ккал/кмоль-°С. Если для последующих расчетов необходимо иметь Ср в ккал/кг-°С, следует полученную величину разделить на молекулярную массу газа, определяемую по формуле

л

М = ? XiMi>    (II-35)

1=1

где Mi — масса киломоля i-ro компонента, кг/кмоль; Xi — мольная доля i-го компонента, доли единицы.

Пример. Определить С_ при р =1    0 кгс/см2 и t = 137 °С для газа следующего со

става: СН4 — 97,7; С*Н* - 3.04; QH* — 1,05; С4Н10 — 0,72; С6Ни - 0,17; СО, — 0.72: Na — 0,61 об. %.

Определяем по рнс. 11.13 или по формуле (11.34) для каждого компонента при t = 137 °С.

Находим g. для каждого компонента ло формуле (II. 1).

По формуле (11.33) вычисляем Срсм = 10,825 ккал/'кмоль-°С Распет Ср см приведен в табл. 11.16.

Определяем ркр, 7кр (расчет приведен в табл. 11.16).

Рассчитываем приведенные параметры

РмР = 150,0/47,38 =3,16; Гпр <273+ 137)/200 = 2,05.

а. 1 о-3

н

10s

ЛГ-10

С°Р

Ср,

СР'

ккал

ккал

ккал

ккал

ккал

ккал

кг/“С

кмоль/°С

кг/°С

кмоль/°С

кг/°С

кмоль/°С

3,63405 6,12969 7,82632 7,92549 8,78718 - 8,07657 8,28487 . 8,30555 8,38146 8,47111 8,47869 -8,52149 3,93096 70,346688 6,64028 0 0 0

0,134478

58,2901 184,320 345,062 460,630 504,899 582,725 597,754 715,772 839,822 967,569 1087,48 1212,50 125,79072 141,81931 119,63128 0 0 0

1,63292

0,70404 8,5988 14,8790 15,3555 18,1292 15,9910 16,6134 16,9376 7,60467 17,6414 17,6840 17,8629 10,8545 224,910 18,9227 0 0 0

0,0122594

—11,2928

258,565

656,015

892,491

1053.67

1153,75

1198.66

1459.68 661,774

2515,00

2268,15

2541.66 347,343 454,319 340,988

0

0

0

0,459225

4,43679

0,798489

—0,186794

0,0009222

—0,40259

—0,02678

—0,36553

—0,109444

—0,120294

—0,134128

—0,124772

—0,131244

2,87836

47,940622

6,30786

0

0

0

0,07491

71,1661

24,0090

—8,23567

0,0535982

—23,3985

—1,93242

—26,3732

—9,43192

—    12,0535

—    15,3201

—    16,0033

—    18,6744 92,10755 96,8406

143,7332

0

0

0

2,73161

3,09804

3,98313

3,852420

4,64030

236,91798

135,745

107,9448

204,224

10,49818

10,9436

10,7919

12,7996

672,513

372,958

302,280

563,323

1,22039

2,79027

3,685390

1,65387

78,24764

95.0917

103,24662

72,7885

3,86785

108,3342

10,6507

298,337

3,62987

101,676

По рис.11.14 для полученных значений рп^ н 7*Пр находим ACf) = 1,6 ккал/кмоль* °С По формуле (11.32) рассчитываем С^

Ср = 10,825 4- 1»5 = 12,425 ккал/кмоль-°С.

Для получения С^ в ккал/кг-°С делим полученную величину на массу киломоля М = 17,431

Ср = 12,425/17;431 =0,713 ккал/кг-°С.

II. Определение величины ДСР с учетом третьего параметра проводится по

формуле

ДСР=^-(ДС^+ШДС<‘'),    (11.36)

где R = 1,986 ккал/кмоль-°С; М — масса кнломоля, кг/кмоль; ДС^0', ДС(рх) — безразмерные функции, представленные на рис. 11.15 и 11.16 в зависимости от приведенных давления и температуры для значений рпр от 0,3 до 4 и 7пр от 0,8

до 2.

Для расчета по формуле (11.36) величины М, <а, рпр, Гпг> должны быть рассчитаны по составу газа соответственно по формулам (11.35), (II.18), (11.12), (11.15).

мость в более глубокой переработке газа должна определяться на основании технико-экономических расчетов с учетом эффективности использования ресурсов газа в различных отраслях народного хозяйства.)

Вопросы, связанные с определением точек росы газа, обеспечивающих надежность работы магистральных газопроводов, были предметом исследований многих ученых [2-23]. Внедрение результатов работ указанных авторов в практику позволило сформулировать ряд общих требований к технологии обработки газа. Эти требования учитывают режим эксплуатации МГ, эффективность работы технологических установок и их оборудования, ретроградную конденсацию тяжелых углеводородов, а также возможность образования конденсационного гликоля в ГТС.

Качественные показатели газов, подаваемых в МГ, определяются в соответствии с ОСТ 51.40-83, ОСТ 51.40-93 и техническими условиями, разработанными на их основе (табл. 2.1).

Качественные показатели товарных газов, приведенные в табл. 2.1, условно можно разделить на три группы (необходимо иметь в виду, что ряд показателей одновременно может относиться как к одной, так и к другой группе).

К первой группе можно отнести точки росы по воде и углеводородам, а также массу механических примесей и труднолетучих жидкостей в газе. Основным принципом установления этих показателей является обеспечение бесперебойной подачи газа потребителям при высокой гидравлической эффективности работы газопроводов.

Показатели второй группы характеризуют потребительские свойства газа. К ним можно отнести теплоту сгорания газа и содержание сернистых соединений в нем. Теплота сгорания газа наряду с КПД горелочных устройств является основным показателем, характеризующим удельный расход газа. Практически природные газы всех ныне эксплуатируемых месторождений по этому показателю выдерживают требования ОСТа. При определенном суммарном содержании в газе азота и диоксида углерода теплота сгорания газов станет ниже ОСТовского показателя. Такие газы должны подаваться потребителям в смеси с газами с более высокими значениями теплоты сгорания с тем, чтобы соблюсти требования ОСТа. Теплота сгорания для газовых смесей может определяться с применением правила аддитивности.

Концентрация сернистых соединений в газе влияет на интенсивность коррозии металла трубопроводов и, следовательно, на срок их службы. Кроме того, низкие значения этого по-

Показатели ОСТ 51.40-93 на горючие газы, поставляемые н транспортируемые по магистральным газопроводам

с холодным климатом


с умеренным климатом


-20

-10


-5

0


-3

0


Точка росы по влаге, °С, не выше

Точка росы по углеводородам, “С, не выше Температура газа, °С

Масса сероводорода, г/м3, не более

Масса меркаптамовой серы, г/м3, не более

Объемная доля кислорода, %, не более

Теплота сгорания низшая, мкДж/м3, при 20 м и 101,325 кПа, не менее

Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей


0,007

0,007

0,007

0,007

(0,02)

(0,02)

(0,02)

(0,02)

0,016

0,016

0,016

0,016

(0,036)

(0,036)

(0,036)

(0,036)

0,5

0,5

1,0

1.0

32,5

32,5

32,5

32,5


Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов


Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом


-10

-5


Примечания. 1. Допускается поставка а отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям, 2. Климатические районы даны по ГОСТ 16350 3. Величины, заключенные в скобках в нп. 4 и 5, действительны до 01.01.97. 4. Для месторождений , введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы ло влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых ГЛ и согласованных с ОАО "Газпром”. 4. Для газов, в которых содержание С5тВ не превышает 1,0 г/м1, точка росы по углеводородам не нормируется.

казателя необходимы для снижения вредного воздействия продуктов сгорания газа на организм человека.

При использовании газа в качестве химического сырья могут устанавливаться более низкие значения сернистых соединений в газе.

Объемная доля кислорода в газе ~ основной показатель, характеризующий безопасность потребления. При определенных концентрациях кислорода в газе образуется взрывоопасная смесь, что недопустимо. Практически нет ни одного месторождения природного газа, где содержание кислорода было бы близко к величине, регламентированной ОСТом.

На безопасную эксплуатацию ГТС влияют также точка росы газа и содержание механических примесей и труднолетучих жидкостей, так как при их определенных значениях в системе могут произойти аварии. То же касается и сернистых соединений. Как было указано выше, при определенных кон-

273    323    373    423    473    523    573

Температура, К

Рис. 1.6. Зависимость коэффициента динамической вязкости метана от

давления и температуры

- Г = 255.2

255

Рис. 1.7. Зависимость коэффициента динамической вязкости смеси природных газов различной относительной плотности Дсм по воздуху от давления и температуры. Д :

а — 0 6; б — 0.7; в — 0,8; г — 0,9; д — 1

0    10    20    30    40

Дарение, МП»

Давление, МПа

I'm . 1.8. Зависимость коэффициента динамической вяз-иIх (и азота от давления и температуры

Коэффициент динамической вязкости природных газов можно рассчитать по приведенным параметрам.

Давление, МПа


11ри содержании в природном газе азота более 5 % (по

•I ьсму) следует учитывать его влияние на вязкость газа по правилу аддитивности:

Нем = УаДа + (1 - Уа) Иу.

I дг у„ — молярная доля азота в составе смеси; (id и — коэффициенты динамической вязкости азота и углеводородной •пи ги смеси газов.

На рис. 1.6—1.8 приведены зависимости коэффициентов и мимической вязкости метана, природных газов различной

• иск ительной плотности по воздуху и азота соответственно mi давления и температуры.

1.3.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗОБАРНОЙ ТЕПЛОЕМКОСТИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Удельной теплоемкостью называется количество теплоты,

•    трое необходимо подвести к единице массы вещества,

111 ifn.i изменить его температуру на 1°. Для газов различают и тГмрную СР и изохорную Сг удельные теплоемкости.

II юбарная молярная теплоемкость идеальных газов О, займ ¦ п I от температуры.

11 лобарная молярная теплоемкость смесей идеальных газов ‘гргдрляется по правилу аддитивности

/I

Срс* = X y.Cpi. кДж/(кмоль - К),    (1.42)

/ш!

I дг у,    молярная доля г-го компонента в смеси; cpi изо-

•    < tpiKiM молярная теплоемкость f-го компонента.

Ни «барная молярная теплоемкость реальных природных

11 >1« мвисит от давления и температуры:

Пример расчета теплоемкости природного газа


Со

став

газа

хс

об. %

С°pi

Hi

C°ptZi

Mixl

Ркр i

РкрIхС

гкр 1

! к р i i

0)?-

aixl

СН4

93.70

9.5

16,0)2

0, 8620

8,189

15,03

46,95

43,99

190,55

178,54

0,0101

0.0097

сгн,

3,04

15,0

30.068

0,0524

0,786

0.914

49,76

1,51

305.4 3

9,28

0,0986

0,0029

с,н.

1,05

24,0

44,094

0.0265

0,636

0,463

43.33

0,45

369.82

3,88

0.1524

0,0016

сч М,0

0,71

30,0

58.120

0,0236

0.708

0,4 13

36,71

0.27

425,6

3.02

0.2010

0,0014

С. Нц

0, 17

38,0

72,151

0,0070

0,266

0,123

34,48

0,06

469,65

0,80

0.2539

0,0004

СОц

0.72

9.5

44,01 1

0,0181

0.172

0,317

75,27

0,54

304,20

2,19

0,2310

0,0016

H»S

0,61

7,0

28,016

0,0097

0.008

0.171

91.35

0,56

373,60

2,28

0,1000

0,0000

100,00

СР

= 10,825;

М — 17,431; Рпр.кр

= 47,38;

Гт]р.кр — 200,0; ш —

0,0182.

центрациях сернистые соединения могут усиливать коррозию в системе, особенно при наличии в ней капельной влаги.

Следует отметить, что соблюдение показателей ОСТ 51.40-93 не всегда обеспечивает транспортирование газа в однофазном состоянии. Этот тезис подтверждается опытом эксплуатации головных КС всех северных месторождений: при ОСТов-ских значениях точки росы газа во входных сепараторах линейных КС из газа выделяется жидкая фаза, в состав которой в той или иной степени входят вода, метанол, гликоль, углеводороды, а в ряде случаев в микроколичествах и другие ингибиторы и механические примеси. Причины этого явления подробно рассмотрены в исследованиях [3-17, 19-23].

Ниже приводятся полученные на основе обобщения результатов указанных исследований общие принципы установления точек росы газа но воде и углеводородам, обеспечивающих бесперебойную транспортировку газа с высокой гидравлической характеристикой магистральных газопроводов.

Рекомендуемая концепция по определению точек росы газа включает в себя учет влияния снижения давления и температуры газа при его транспортировке на равновесное содержание паров воды, гликоля и метанола в газе и ретроградную конденсацию тяжелых углеводородов. Кроме того, в ряде случаев допускается наличие в МГ минимального количества жидкой фазы при условии, что температура ее застывания будет значительно ниже наинизшей температуры в системе. Кроме того, профиль трассы и скорость газа должны обеспечить вы-нос жидкой фазы, т.е. исключить ее накопление на отдельных участках газопроводов. Во всех случаях имеется в виду, что жидкая фаза не должна образовывать гидраты с транспортируемым газом.

Таким образом, определяющим фактором, обусловливающим выбор точек росы газа по воде и углеводородам, является режим эксплуатации газопровода, который должен обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям при минимальных гидравлических потерях. В связи с этим, прежде чем изложить основные концепции установления качественных показателей газа, необходимо рассмотреть режим эксплуатации МГ.

Точка росы по влаге. Известно, что на практике глубина извлечения паров воды из газа характеризуется точкой росы по влаге. При этом данный термин используется во всех случаях независимо от способа обработки газа (адсорбция, низкотемпературная конденсация, абсорбция и т.д.).

Выше была отмечена некоторая условность понятия точки

росы газа по воде в тех случаях, когда газ обрабатывается с применением жидких реагентов. При этом абсолютная точка росы газа не может быть ниже температуры контакта. Фиксированные в ОСТах точки росы газа по влаге, строго говоря, указывают на равновесное влагосодержание газа при заданной температуре, именуемой точкой росы по влаге.

Известно, что основной объем газов сеноманских залежей к транспорту подготавливается с применением абсорбционных способов осушки газа. В этих процессах в качестве абсорбента применяются высококонцентрированные водные растворы ДЭГа и ТЭГа.

На УКПГ в составе северных месторождений предусматривается осушка газа до точки росы -10 и -20 °С соответственно в летний и зимний периоды года. Ранее было показано, что это на 5-10 °С ниже, чем требуется по режиму эксплуатации магистральных газопроводов, берущих начало из месторождений Крайнего Севера [3, 4, 8-11]. Несмотря на это, при транспортировании газа с указанными точками росы не обеспечивается сухой режим эксплуатации газопроводов. Это объясняется как уносом гликоля с газом в капельном виде, так и изменением давления и температуры в магистральном газопроводе.

Точка росы по углеводородам. Согласно ОСТу, точка росы газа по углеводородам для северных месторождений (холодная климатическая зона) принята -5 и -10 *С в летний и зимний периоды года соответственно.

Рассмотрим состояние смеси при транспортировании газов с такими качественными показателями. Для проработки этого вопроса проведены исследования с использованием газов различных составов. В табл. 2.2 они указаны под номерами 1-3. В последующих графах этой же таблицы приводятся составы газов, прошедших технологическую обработку до точки росы по углеводородам -10 ‘С при давлении 7,5 МПа. При этом под номерами 1а, 2а и За приведены составы товарных газов, полученных после обработки газа под номерами 1, 2 и 3 соответственно.

Задавая температуру газов к концу линейного участка газопровода от ~5 до -10 °С, т.е. не выше температуры точки росы по углеводородам на выходе из установки, можно определить фазовое состояние газов 1а, 2а и За.

Согласно данным табл. 2.3 при изменении параметров системы при транспортировании в газопроводе может образоваться до 0,94-4,73 г/м3 жидкой углеводородной фазы (если допустить охлаждение газа до температуры -10 “С). При охлажде-

0,2095

0,01    0,02    0,05    0,1    0,2    0,5    1    2    5    10

Приведенное давление р ^


• Ч1ГОИ) / 4 вЛ V


0,0419


Рис. 1.9. Зависимость изотермической поправки изобарной теплоемкости Аср от приведенных давления рцр и температу ры Гпр

cD = Cn[t)+AcD(p,t),    (1.43)

где Acp(p,f) — изотермическая поправка теплоемкости на давление (рис. 1.9).

1.3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ДЖОУЛЯ - ТОМСОНА

Дросселирование — расширение газа при прохождении через дроссель — местное гидравлическое сопротивление |вентиль. кран, сужение трубопровода и т.д.), сопровождающееся изменением температуры. Дросселирование — термодинамический процесс, характеризующийся постоянством эн-ыльпии (/-const).

В процессе дросселирования реального природного газа при его движении через штуцер, задвижку, регулятор давления, клапан-отсекатель уменьшается температура газа.

f (Рпр> ^пр )

0,1 OJ OJ 0,40,50,60,81,0

2,0

3,0 5,0 рпр47


I'm» 1.10. Зависи-

........ ПР. р- TJ от

i«inuir денных абсо-«ин ных давления рир н импературы /ор

Рис. 11.16. График для определения поправочной функции ЛС^1

СП

Пример. Рассчитать ДС^ по трем параметрам для исходных данных предыдущего примера при р = 150 кгс/см2 и Т = 400 К-

Расчет Рпр-кр. гпр. кр’ МпРивеДе11 в табл- п-16-

По полученным Рпр-кр н Гпр кр определяем рпр = 3.16 и Гпр = 2.

Для получения />Пр. Тпр определяем по рис. II. 16 и II. 16

ДС<,0) =0,87; ДС'р1* =9,12.

По формуле (IE.36) рассчитываем р

ДСр = 4гт|г (0,87 4-0,12-0,0812) = 0,0948 ккал/кг °С.

1 / у ТчЗ 1

Если полученную величину перевести в ккал/кмсль*пС, получим

АСР =0,0948-17,431 = 1,05 ккал/кмоль °С.

Рассчитанная по двум параметрам в предыдущем примере эта величина составила 1,6 ккал/кмоль«°С.

Таким образом, расчет го двум параметрам привел к погрешности

(1,65-1,6)

100 = 3,12%.


1,65

При неизвестном компонентном составе и для приближенных расчетов при заданных давлении и температуре теплоемкость газа определяется по графикам, представленным на рис. 11.17 для различных относительных плотностей.

а

$

//уф

'бб С 77

А

^88

!///ф

'54

Л6

¦?77

88

Ср^кнал/нг- °С


1,0

0,8

0,6


160 р,кгс/с мс


160 р}кгс/см    0


80


80


О 0    с

. Ср,ккшг/кг-°С


Рис. 11.17. Теплоемкость природного газа в зависимости от давления и температуры.

а — р = 0.6; 6 — р = 0.65; в — р = 0,70

Таблица 2.2

Молярные составы газов, принятых для исследований

Компо

Исходные газы

Товарные газы

ненты

1

2

3

За

с,

87,06

87,00

88,15

91,6313

91,786

90,998

С2

5,36

5,23

5,53

4,9289

4,7857

0,2365

С3

2,7

2,13

2,56

1,8953

1,5397

0,0853

С,

1,4

0,99

1,08

0,5044

0,4686

0,6584

С-,

0,60

1,50

1,10

0,1939

0,3903

0,4110

Св

0,8

0,60

0,40

0,0561

0,0674

0,0751

С,

0,35

0,50

0,30

0,0196

0,0268

0,0287

с«

0,1

0,40

0,20

0,0053

0,0065

0,0061

с.

0,30

0,30

0,10

0,0022

0,0021

0,0013

Сю

1,13

0,48

0,10

1,0035

0,0014

0,0013

0,51

0,67

0,38

0,5501

0,7260

0,3989

COj

0,21

0,20

0,10

0,2095

0,1994

0,0998

С5„ Г/м3

148,6

150,5

80,4

19,23

15,73

16,58

Таблица 2.3

Количество жидкой фазы в МГ (в пересчете на 100 киломоль газа) в зависимости от температуры

7\, “С

Состав газа

За

кг

г/MJ

кг

г/м3

кг

г/м1

-10

2,26

0,94

5,09

2,12

11,35

4,73

~5

1,15

0,48

1,68

0.70

3,22

1,34

нии газа до температуры -5 °С эти цифры составят 0,48-1,34 г/м3.

Следует отметить, что в условиях северных газопроводов такое положение фактически не имеет места, что объясняется как значительно более глубокой обработкой газа, так и совместной транспортировкой газов сеноманских и валанжинских залежей.

Обращают на себя внимание различия концентрации С5+ в газах, имеющих одинаковую точку росы по углеводородам. Следует отметить, что на этот факт в той или иной форме было обращено внимание в работах [25, 26]. Согласно [26], газы с конденсатными факторами от 15 до 25 г/м3 имеют практически одинаковые точки росы по углеводородам. Причиной тому служит различие в фракционном составе этих конденсатов.

Более подробно этот вопрос исследован в работе [25]. Показано, что при точке росы по углеводородам -25 °С = = 8 МПа) содержание Cs+ в газах может составлять от 3,2 до 18,3 г/м3. Установлено, что один и тот же газ, проходя различные ступени конденсации, при итоговой общей точке

росы по углеводородам (определяется идентичным режимом конечной ступени конденсации и эффективностью работы концевого сепаратора) содержит различное количество углеводородов С5+.

В целом влияние давления на точку росы газа по воде и углеводородам в общем виде выражено кривыми, показанными на рис. 2.1.

Обработка газов, содержащих не более 1 г/м3 конденсата.

Согласно ОСТ 51.40-93 для газов, содержащих конденсата С5+ менее 1 г/м3, точка росы по углеводородам не регламентируется. На наш взгляд, такая формулировка ОСТа представляется весьма удачной, так как выделение из этих газов части конденсата представляет собой сложную технологическую задачу, особенно на месторождениях, где не требуется охлаждения газа до минусовых температур перед подачей в магистральные газопроводы. Данное положение ОСТа позволяет при выборе технологии подготовки газа вместо концепции “сухого” газопровода руководствоваться концепцией экономической целесообразности.

Основные эксплуатируемые крупнейшие месторождения Крайнего Севера (Медвежье, Уренгой, Ямбург) относятся к


Рис. 2.1. Изменение эквивалентной

точки росы газа по воде (---) и

углеводородам (—) в зависимости от давления

Q, тыс. МДж/100 моль

1,035

0,794

0,586

243

253

263

273

283

293

Г, К

Рис. 1.11. Энтальпийная номограмма для природного газа Оренбургского

газоконденсатного месторождения


0,377


Изменение температуры газов и жидкостей при изоэнталь-пийном расширении называется эффектом Джоуля — Томсона, а е, часто называют коэффициентом Джоуля — Томсона

е, = W(pap,T„p)/p^cp.    (1.44)

Значение функции /(рцр, Тпр) можно определить по рис. 1.10.

Для реальных природных газов коэффициент Джоуля — Томсона можно выразить через коэффициент сверхсжимаемости газа z:

/


dz

дТ


(1.45)


л


е, = ——


срР


где (dz/dT)p можно определить из уравнения состояния реальных природных газов, например, из уравнения состояния Пенга — Робинсона.

Если (дг/дТ)р > 0, е, > 0, то газ в процессе дросселирования охлаждается. При (dz/dT)„ < 0, е. < 0 газ в процессе расширения нагревается. Если (dz/dT)p = 0, е, = 0, имеем точку инверсии. В большинстве случаев газ в процессе дросселирования охлаждается, а жидкость нагревается.

Изменение температуры газа (жидкости) в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давлений на дросселе называется интегральным дроссель-эффектом. Он может определяться по энтальпийным номограммам, одна из которых изображена на рис. 1.11.

1.3.7. ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ

СИСТЕМ

Упругость насыщенных паров

!!( ли над паром, находящимся в емкости, повышать давле-ни*', то он сначала сжимается и через некоторое время ста-"••нится насыщенным.

11ри дальнейшем повышении давления будет происходить м> идснсация пара и вследствие этого уменьшение его объема. 1\'»гд.1 весь пар перейдет в жидкость, то при дальнейшем по-нмшонии давления эта жидкость будет сжиматься на такую и и* ножную величину, что ею часто можно пренебречь. Слепи гельно, повышение давления способствует конденсации.

1 нижение же давления, наоборот, — испарению. Это — " г ч м ые процессы.

I '.к:смотрим диаграмму фазовых состояний одного вещест-ш» (см. рис. 1.3). Здесь АВ граница твердого состояния и

•    и|>«1 (линия сублимации); BD — граница твердого и жидкого

.....ояний (линия плавления); ВС линия жидкого и парооб-

I'.много состояний (линия испарения); точка С — критиче-ti'.ix При достижении температуры в этой точке исчезает ч тица между жидким и газообразным состояниями веще-

•    I ii.t Выше такой температуры вещество представляет собой |.| I, который не превращается в жидкость при любом давлении.

И гочке В (тройной) при строго определенных параметрах

•    .ииттвуют все три фазы.

1! I диаграммы видно, что в интервале ab, т.е. в области нн'рдого состояния вещества, данному давлению соответству-и > I ряд значений температур и изменяющийся удельный объ-I) интервале bd, т.е. в области жидкой фазы, то же самое, и тчке d, т.е. в зоне существования двух фаз, может быть ш»бодно выбран только один параметр. Между точками d и

• s шествует одна паровая фаза. Начиная от точки 1 и далее,

I ¦ нише критической температуры, вещество находится в пчюбразном состоянии. В крайней точке С кривой ВС тем-нг|кггура критическая, до которой возможно существование

   и д кой фазы данного вещества. Выше этой точки существу-| голько чисто газовая фаза данного вещества. Этой крити-

н'. кои температуре соответствует определенное критическое и«мч1ие ркр. являющееся вторичным параметром критическо-|ц IIX гояния вещества.

И.8. ДРОССЕЛИРОВАНИЕ ГАЗА КОЭФФИЦИЕНТ ДЖОУЛЯ—ТОМСОНА

Отношение изменения температуры газа в результате его адиабатического расширения (дросселирования) к изменению давления называется дроссельным эффектом, или эффектом Джоуля—Томсона. Адиабатическими называются процессы, происходящие в энергетически изолированной системе материальных тел, т. е. без обмена теплотой или работой между системой и окружающей средой.

Изменение температуры при снижении давления на I кгс/см2 называется коэффициентом Джоуля—Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и может быть положительным или отрицательным.

Рис. 11.18. Обобщенная функция Джоуля — Томсона в зависимости от приведенных давления н температуры

Коэффициент Джоуля—Томсона для природных газов определяется из выражения

= Тк/г°- ¦    (1|'37)

Ркр^р

где Ср — изобарная теплоемкость, ккал/кг-моль-СС; / (D,)—функция, определяемая по графику, представленному на рис. 11.18 в зависимости от /7, и Гпр, ккал/кг-моль-:С. Величина Ср определяется способами, описанными в п. II.7, величины рпр и Т„р — в п. 11.3.

Пример. Определить коэффициент Джоуля-Томсона при снижении давления пт pt = 260 кгс/см2 до рз = 150 кгс/см2 для газа, состав которого приведен в табл. 11.16, с начальной температурой 137 °С.

Одним из способов, описанных в п. 11.7, определяем теплоемкость газа Ср для

рср = (Р1 + Р2У2 = (26° + 150)/2 = 205 кгс/см2 и * = 137 °С. Получаем Ср = = 12,76 ккал/кмоль-сС.

Определяем ^пр 11 ^пр

рп? =205/47,38 = 4,33; Тпр =410/200 =2,05.

По рис. 11.18 для полученных рпр и Гпр находим f = 0,35.

По формуле СИ-37)

200 .0,35

47,38 12,76

D(. =    -= 0,116.


Для оценки изменения температуры газа при его дросселировании можно использовать графики, представленные на рис. 11.19.

Рис. 11.19. Номограмма для определения интегрального дроссель-эффекта метана

Чтобы определить температуру газа после дросселирования, находят точку с координатами, соответствующими начальным давлению pv и температуре ty {до дросселирования), затем эту точку перемещают параллельно ближайшей линии до конечного давления рг (после дросселирования и определяют на шкале

категории месторождений, газы которых содержат менее 1 г/м3 конденсата. То же касается и крупнейшего месторождения полуострова Ямал - Бованенковского, где содержание углеводородов С5+ в газах отдельных пластов колеблется от 0,3 до 0,9 г/м3. Для определения влияния наличия в газе углеводородов С5+ в количестве до 1 г/мэ были проведены теоретические исследования с использованием газов различного состава (табл. 2.4). Газы составов 1-3 близки к газам отдельных пластов Бованенковского месторождения.

Рассмотрим возможность образования жидкости в МГ при обработке газа двумя способами: абсорбционной осушкой с использованием ДЭГа (первый вариант) и абсорбционной осушкой с последующим охлаждением газа до -2 "С (второй вариант). В обоих вариантах принято, что газы осушаются до точки росы по влаге -20 °С при давлении 7,5 МПа, т.е. газы отвечают требованиям ОСТ 51.40-93.

Принимая давление перед линейной КС 5,4 МПа и температуру от -5 до -20 °С, определяют возможность образования жидкой фазы в газотранспортной системе при обработке газа по первому и второму вариантам. Относительно первого варианта результаты расчетов приведены в табл. 2.5, где темпера-тура в системе перед линейной КС обозначена как Гк.

Согласно данным табл. 2.5 количество жидкой фазы в МГ может составить от 0,11 до 0,35 г/м3, из них порядка 1 г/1000 м3 приходится на долю раствора ДЭГа.

Таб л и ца 2.4

Составы товарных га job, % (мол.)

Компонент

Состав

I

2

3

N,

0,4300

0,4300

0,43

Сбг

иь.зьы)

96,3621

96,3601

0,2200

0,2200

0,2200

С2

2,8900

2,8900

2,89

0,0500

0,0500

0,0500

0,0300

0,0300

0,0300

с,

Сь

0,0010

0,0040

0,0040

0,0031

0,0031

0,0034

^7

0,0030

0,0030

0,0032

С8

0,0028

0,0028

0,0030

С,

0,0020

0,0020

0,0024

С,0

0,0009

0,0010

0,0012

Фр. 469

0,0005

0,0008

0,0010

Фр. 508

0,0002

0,0006

0,0008

Фр. 526

0,0002

0,0002

0,0003

Фр. 541

0,0002

0,0002

0,0003

Фр. 563

0,0001

0,0002

0,0003

Cs+, г/м3

0,654

0,808

0,925

Возможность образования жидкой (углеводородной) фазы в зависимости от температуры при обработке газа по первому варианту

j t ‘с 1    '    Состав

_j 1    [    2    |    ~~3

Количество углеводородной жидкости, г/см3

-5

0,106

0,187

0,273

-to

0,129

0,208

0,298

-15

0,145

0,233

0,322

-20

0,164

0,251

0,348

Количество жидкой фазы в системе, г/м3, при обработке газа по второму варианту в зависимости от температуры

Г„, вС

Состав

1

2

3

-5

0,079

0,077

0,081

-10

0,081

0,092

0,096

-15

0,107

0,106

0,112

-20

0,123

0,122

0,132

В табл. 2.6 приведены данные, характеризующие возможность образования жидкой фазы в газопроводе при подготовке газа к транспорту по второму варианту (абсорбционная осушка + охлаждение до температуры -2 ”С).

Согласно данным табл. 2.6 во втором варианте также не обеспечивается так называемый сухой режим эксплуатации газопровода, что объясняется снижением давления и температуры газа при его транспортировании. Количество образовавшейся жидкой фазы в зависимости от уровня охлаждения может составить от 0,08 до 0,13 г/м3, что в несколько раз меньше, чем при обработке газа по первому варианту.

Высокие скорости потока в МГ могут обеспечить вынос жидкости с газом, если газопровод имеет ровный профиль, т.е. исключена возможность образования в нем так называемых застойных зон. Как было сказано выше, полное отделение жидкой фазы во входных сепараторах линейной КС (первой по пути газа) позволит исключить образование жидкой фазы на последующих участках газопровода.

В целом во втором случае влияние наличия жидкой фазы на гидравлическую эффективность работы МГ будет таким же, как в первом случае, когда газ не подвергается предварительному охлаждению. Следовательно, в тех случаях, когда глубина обработки газа не обеспечивает его транспортирование в однофазном состоянии, основным фактором, определяющим эффективность работы ГТС, станет не глубина извлечения компонентов из газа, а профиль трассы МГ. Таким образом, вопрос об извлечении из газа столь незначительного количества конденсата может трансформироваться в проблему выбора трассы головного участка МГ.

Труднолетучие жидкости в газе. В ОСТ 51.40-93 введен

Вертикальная линия СК, соответствующая критической температуре tKp, является границей перехода вещества из одного состояния в другое; линия КС — скачкообразного Перехода из жидкого состояния в газообразное; точка С — точка перехода из парообразного состояния в газообразное (см. рис. 1.3).

При условиях, близких к fKp, сглаживается разница в физических свойствах жидкости и пара, исчезающая при критической температуре.

Насыщенный пар представляет собой двухфазную систему — смесь жидкости и пара с граничными условиями х = О и х = 1, где х — паросодержание смеси. Состояние насыщенного пара вполне определяется давлением (или температурой) и паросодержанием.

На рис. 1.12. приведены кривые упругости паров углеводородов.

На рис. 1.13, а изображены зависимости объема жидкого и парообразного пропана от давления при заданной темпера-

Температура, К

Рис. 1.12. Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов:

1 — метан; 2 — этан; 3 — пропан; 4 — изабутан; 5 — бутан; 6 — изопентан; 7 — пентан; 8 - изогексан; 9 — гексан; 10 — изогептан; 11 -гептан; 12 — октан; 13 — нонан; 14 — декан


6,0

4.0

2.0

ho § 0,6 ? 0>4§ 0,02 | 0,10

? 0,06 0,04

0,02



0,4

М

V,m3    2    73    289    293    303    313    Т,    К


2,0


1,6


0,8


О


Qi


Гиг. 1.13. Зависимость давления от объема О и температуры Ца) и кривая упругости насыщенных паров (б). Температура Т, К:

1 - 283; 2 - 293; 3 - 303; 4 - 313; 5 - 323

¦ уре. При сжатии от точки М до точки А имеется перегре-ti.ui (ненасыщенный) пар, и кривая в этом интервале имеет | нперболическую форму. В точке А пар становится Ш1< ыщенным, а при дальнейшем изменении объема (участок WI) он постепенно переходит в жидкость при неизменном .тлении. В точке В заканчивается переход пара в жидкость, Him дальнейшем сжатии будет резко повышаться давление при почти неизменном объеме. Горизонтальный участок АВ .....тветствует неизменности давления в процессе конденсации паровой фазы в жидкую. Значение этого давления назы-н.х тся упругостью насыщенных паров природного газа при it мпературе опыта и обозначается О. Чем ближе температу-ро к критической, тем короче этот горизонтальный участок. | I.i основе полученных данных строят кривую упругости паром, представляющую зависимость давления от температуры hi ипрения данной жидкости (см. рис. 1.13, б).

Если углеводороды находятся в смеси, то общее давление меси влияет на упругость паров каждого компонента. На-ьмодения показали, что упругость паров компонента повы-нmi*гея с увеличением общего давления. Это влияние мало при низких давлениях (примерно до 1 МПа), а при высоких у/шлениях упругость паров увеличивается. У индивидуального , I мчюдорода упругость паров есть функция только темпера-

температур конечную температуру /2. Средний коэффициент Джоуля—Томсона при этом процессе определяется по формуле

Оср = ~    ^ — ^    (Ц.38)

Р Др    Р1—Р2

Пример. Определить температуру газа после дросселирования от 260 до 150 кгс/см* с начальной температурой tx = 120 °С. Состав газа приведен в табл. 11.16.

На рис. 11.20 проводим линию от точки с начальной температурой 120 °С и давлением 260 кгс/см2 параллельно ближайшей линии до давления р2 150 кгс/см2. Температура в этой точке равна 102 °С.

Средний коэффициент Джоуля —Томсона

Dcp = (120 — 102)/(260 — 150) =0,164 °С/(кгс/сма).

11.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ГИДРАТООБРАЗОВАН ИЯ

Природный газ, представляющий собой смесь различных компонентов (метан, пропан, этан, изобутан, азот, углекислый газ, сероводород и др.), в соединении с водой при определенных условиях образуют гидраты — твердые кристаллические соединения. Образование гидратов при соответствующих условиях

Рис. 11.20. Принципиальная схема лабораторной установки для изучения условий гидратообразования.

/ — гидратная камера; 2 — термостатирующая рубашка; 3 — ртутный термометр; 4 — термостат; 5 — термопара; 6 — потенциометр; 7 — электромагнитная мешалка: 8 — телескопическая лупа; 9 — баллон с исследуемым газом:

10 — поджнмкп-пробоотборники: II — ручной пресс; 12 — манифольд (распределитель) высокого давления: 13 — газовый счетчик барабанный

в призабойной зоне, в стволе скважины и наземных коммуникациях значительно осложняет процесс исследования и эксплуатацию скважин. Определения равновесных давления и температуры (условий образования гидратов) проводится несколькими методами.

1. Наиболее точный метод определения условия гидратообразования — экспериментальный, реализуемый с помощью малогабаритного оборудования в лабораториях и промысловых условиях. Принципиальная схема установки по определению условий гидратообразования показана на рис. 11.20. Основной узел установки — камера высокого давления, изготовленная из оргстекла. Рабочие условия таких камер позволяют исследовать процесс образования гидратов при давлении до 250 кгс/см8 и температуре от —30 °С до +50 °С. Объем такой камеры равен 40—90 см3. При давлениях, превышающих 250 кгс/см2, камеру следует

Помещать в защитный металлический кожух со смотровым отверстием в нем. В про* цессе изучения условий гндратообразования камера помещается в термостати-рующую рубашку, в которой с помощью термостата (тип ТС-1в) поддерживается нужная температура. Для получения низких температур можно использовать холодильный агрегат (тип ВСР-0,35). Фазы перемешиваются при помощи электромагнитной мешалки. Начало образования гидратов определяется визуально. Соответствующее давление в камере создается в пробоотборниках с помощью ручного пресса (тип МП-100) или насоса (ИР-1). В настоящее время имеется необходимая документация для изготовления опытных образцов передвижной установки для исследования процесса гидратообразования и влияния ингибирования ПУИТ-1, пригодной в полевых условиях.

2. Отсутствие возможности, особенно на поисковых и разведочных площадях, проведения таких экспериментов — основная причина разработки приближенных аналитических зависиуостей для определения равновесных условий гидратообразования на основе анализа экспериментальных данных.

Многочисленные экспериментальные данные показывают, что аналитическую зависимость равновесной температуры гидратообразования от давления можно выразить формулой

tp~a\gpv±b,    (11.39)

где а и b — коэффициенты, определяемые по экспериментальным данным для каждого месторождения (табл. 11.17).

Таблица 11.17 Значения коэффициентов а и b для различных месторождений

Местор ож де11 и е

Содержание метана, %

а

b

Уренгойское

98—99,6

19,9

—28,5

Медвежье

98—99,6

19,9

—28,5

Комсомольское

98—99,6

19,9

—28,5

Губкинское

98—99,6

19,9

—28,5

Мессояхское

98-99,6

19,9

—28,5

Надымское

98-99,6

19,9

—28.5

Вуктыльское

81,2

12,25

-8,2

Оренбургское

84,2

16,7

— 14,2

Уренгойское

86,7

14,7

-11,1

Зальцвсдель-Пекензеи

34,7

19,0

—3,3

Данные таблицы показывают, что коэффициенты зависят и от состава газа. Для давлений до 90 кгс/см2 температуру гндратообразования приближенно можно оценить:

при положительных -температурах

tp = 18,47 lg/?,,-5,    (II.40)

lg Рр= 0,0541 (*р + В);

при отрицательных температурах

tp = -58,5 lgРр + В,.    (II.41)

IgPp =0,0171 (Bj — fp),

где В и — коэффициенты, определяемые по рис. II.21 в зависимости от от-

п

ношения суммы парциальных плотностей изучаемого газа V */гр/г к сумме их объ-

i=l

п

емных (в долях единицы) концентраций в газе ^ дт,г, которое лучше характери-

i=i

новый показатель: содержание труднолетучих жидкостей в газе, подаваемом в МГ. Отметим, что термин “труднолетучие жидкости” не идентифицирован. Примером такой жидкости, по нашему мнению, может служить гликоль, уносимый из газа в капельном виде из абсорберов установок осушки газа. Значение этого показателя характеризует эффективность работы сепарационных элементов оборудования. К примеру, по проекту для абсорберов установок осушки газа этот показатель (капельный унос гликоля) устанавливается не более 20 г/1000 м3. Унос гликоля может быть регламентирован и в случае использования его раствора в качестве ингибитора ги-дратообразования на установках НТС. В этом случае подогрев товарного газа в рекуперативном теплообменнике полностью не обеспечивает испарение капель гликоля, уносимого с газом из низкотемпературного сепаратора. Таким образом, можно констатировать, что показатель “наличие в газе труднолетучих жидкостей" является четвертым случаем допущения в транспортируемом газе жидкой фазы.

Влияние утечек газа на показатели ГТС. На практике имеет место выброс газа из МГ в результате различных неполадок. Этот процесс сопровождается расширением газа до атмосферного давления и снижением его температуры.

Относительно газопроводов, берущих свое начало из районов Крайнего Севера, изменение температуры и равновесной влагоемкости газа при его изоэнтальпийном расширении характеризуется кривыми, показанными на рис. 2.2. Согласно этим данным при выбросах газа в атмосферу он может охлаждаться до температуры -40 “С и ниже.

С использованием кривых рис. 2.2 можно определить количество жидкой фазы в системе при дросселировании газа во время утечек. Это положение можно проиллюстрировать следующим примером. Предположим, что газ, имеющий точку росы по влаге -20 °С при давлении 7,35 МПа, во время утечек дросселируется до р = 4,1 МПа и при этом охлаждается до температуры -2,8 “С. По уравнениям (1.1) и (1.2) находим равновесное влагосодержание расширенного газа:    Ьр =

= 0,019 г/м3.

В этом случае количество конденсационной влаги в системе составит Дb = 0,026-0,019 = 0,007 г/мэ (здесь 0,026 - равновесное влагосодержание газа с точкой росы -20 "С).

Если бы осушенный газ имел точки росы -10 °С, то избыток влаги в системе составил 0,033 г/м3, что в несколько раз больше, чем в предыдущем варианте, Сопоставление приведенных на кривых рис. 2.2 цифр с исходным влагосодержанием

Рис. 2.2. Изменение температуры и равновесной влагоемкости газа при его дросселировании

осушенного газа показывает, что независимо от глубины осушки газа (до точки росы -10 или -20 °С) дросселирование газа ниже определенного давления приведет к образованию избытка воды в системе, количество которой в первую очередь будет зависеть от начальной температуры системы. Следовательно, глубина осушки газа до точки росы -10 или -20 “С практически не исключает проблем, связанных с наличием жидкой фазы в системе в аварийных ситуациях. Только сверхглубокая осушка газа (до точки росы -40...-60 °С) в условиях Крайнего Севера исключила бы возможность образования в системе избытка жидкой фазы. Такой глубокой осушки газа можно достичь практически только применением адсорбционных процессов.

Проработки ЮжНИИгипрогаза показывают, что в случае осушки газа до точки росы -40 °С капиталовложения на установки увеличились бы более чем в два раза.

Здесь уместно отметить, что понижение температуры газа ниже, чем точка росы газа по воде и углеводородам при дросселировании до атмосферного давления, характерно для других газопроводов, в том числе берущих свое начало из южных регионов.

Предъявлять требования к глубине обработки газа с учетом его расширения до атмосферного давления в аварийных или

туры О = /(/). У смеси углеводородов упругость паров является функцией и температуры, и общего давления, т.е. О = t(t, Рем) •

Так как в данном случае имеются три переменные — давление смеси, определяемое ее составом, температура и упругость паров, то введена так называемая константа равновесия (коэффициент распределения), представляющая собой отношение упругости паров индивидуального углеводорода О к давлению смеси рсм, т.е.

* = 0/рсм,    (1.46)

где К — константа равновесия.

На рис. 1.14 показана зависимость константы равновесия н-бутана от давления при 290 К в логарифмических координатах. При низких давлениях зависимость константы равновесия от давления почти прямолинейна, так как упругость паров Q мало изменяется. При высоких давлениях увеличение упругости паров О с повышением рсм становится значительным. Прямолинейная зависимость переходит в криволинейную. С повышением общего давления константа равновесия уменьшается медленнее, потому что сказывается увеличение упругости паров. Чем выше давление, тем быстрее растет упругость паров с повышением общего давления. Это выражается более крутым изломом кривой, приближающейся в некоторой точке к вертикали. Эта точка соответствует такому давлению, при котором увеличение упругости паров пропорционально повышению общего давления.

Рсм’ МП*


Рис. 1.14. График изменения константы равновесия н-бутана при 289 К в зависимости от общего давления

При очень высоких давлениях упругость паров viu‘личивается интенсивнее, чем общее давление. Это значит, •но в области высоких давлений константа равновесия с повышением давления возрастает, т.е. жидкость становится гюлее летучей.

Упругость паров жидкой смеси по закону Рауля зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от молярных концентраций. Парциальное давление ••.1ЖДОГО компонента определяется как произведение его мо-лирной концентрации на упругость паров в чистом виде:

Pi =    (1-47)

( умма парциальных давлений всех компонентов равна общему давлению над смесью или упругости паров жидкой

• меси

Рсм = Р. + Рг + - + Рп =    +    х202    + ... +    0„.    (1.48)

Явления обратной конденсации и испарения

Но в зоне высоких давлений и при других определенных условиях происходят обратные процессы, т.е. при повышении давления происходит испарение, а при понижении давления — конденсация. Такие процессы называют обратны-

м и.

Месторождения, образовавшиеся в результате таких обратных процессов, называются газоконденсатными. Сущест-моиание газоконденсатных месторождений объясняется тем, что углеводородные смеси при давлении, начиная с 3,0 — •1,0 МПа, перестают подчиняться законам упругости паров и равновесных соотношений.

Константы равновесия углеводородов с ростом давления мкже возрастают, т.е. жидкости становятся более летучими. И результате смесь может оказаться в газообразном состоянии. Все это происходит при температуре выше критической. Практическое же значение имеют явления обратной конденсации7'и испарения при давлении обычно более I.') МПа.

Реальная пластовая газоконденсатная смесь состоит из Гюльшого числа углеводородов (метана, этана, пропана, изобутана, н-бутана, пентана, гексана, гептана, октана, нонана, декана и более тяжелых), азота, сероводорода, углекислого

i.i id, гелия, паров воды.

зует гидратообразующую СНО* собность данного газа, чем его общая средняя плотность.

Использование формул (11.40) и (II.41) возможно лишь при известном составе газа в объемной (молярной) концентрации гидратообразующих компонентов в газе.

Рис* 11.21. Значения коэффициентов В и В\


Пример. Определить давление гидратообразования газа при известной температуре t = +10 °С. Состав газа приведен в табл. II. 18.

п

^ 1 */гР/г

0.545


Е =

0,94

/=1

= 0,580.

Из графика определяем В = Тогда

19.


lg РР = 0,054 (10+ 19) = 1,57; рр = 37,1 кгс/см2.

Пример. Давление гидратообразования газа равно 50 кгс/см2. Состав газа приведен в табл. 11.18. Определить {равновесную температуру гидратообразования.

При 8= 0,580 Z? = 19 (см. рис. 11.22), Тогда

tp = 18,47 lg 50 — 19 = 18,47. 1,78 — 19 = 31,4 — 19 = 12,4 °С.

Такие расчеты надо провести для ожидаемых значений давления при различных режимах испытания. Ориентировочные значения ожидаемых давлений должны быть оценены для заданных дебитов на режимах с учетом двучленной формулы притока газа в пласте и движения его по стволу скважины до устья.

3. Один из простых, но более приближенных методов — графический метод определения равновесной температуры и давления гидратообразования по кривым, построенным как для отдельных компонентов, так и в целом для природных газов в зависимости от их относительной плотности. Методика определения условий гидратообразования по равновесным кривым заключается в следующем.

В соответствии с плотностью газа и расчетным распределением давления от пласта до системы осушки .согласно графику, приведенному на рис. 11.22, определяется температура гидратообразования. Область существования гидратов на этом графике находится выше и левее кривых. Чем больше давление и плотность газа, тем выше температура гидратообразования.

При наличии в составе газа азота, углекислого газа и сероводорода равновесные услоння гидратообразования изменяются. В частности, при наличии в составе газа СОа и I12S гидраты образуются более активно по сравнению с газом такой же плотности, но не содержащим эти компоненты. На рис. 11.23 представлены кривые гидратообразования основных компонентов природного газа, а на рис. 11.24 — влияние отдельных компонентов различной концентрации на условия образования гидратов в смеси с метаном. Приведенные кривые позволяют оценить возможность образования гидратов на месторождениях, содержащих газ аналогичного состава или близкого к приведенному. При незначительной разнице в составе газа от приведенных на рис. II.24 условия образования гидратов можно оценить путем интерполяции кривых для аналогичного состава, отличающегося только концентрацией того или иного компонента. Использование данного метода требует знания состава пластового газа.

Таблица 11.18 Результаты расчетов по определению давления гидратообразован и я

Компонент

Молярная концентрация компонентов в газе, %

*ir

Pjr

xir^ir

Метан

90

0,900

0,554

0,499

Этан

2

0. 020

1,049

0.621

Пропан

1

0.810

1,562

0,015

Изобутан

0,5

0.005

2,864

0,010

н-Бутан

0.5

0.005

Изопснтан

0,6

н-Пентан

0,5

Гексан+высшие

0,4

Азот

4,6

Сумма

0,94

0,545

Рис. 11.23. Кривые гидратообразования компонентов природного газа


р, кг с/сп 2

700



-15-10-5 О 5 10 15 20 Z5 t,°C

Рис. 11.22. Зависимости равновесных параметров гидратообразования природных газов от их плотности


иных случаях плнячалп бы необходимость в несколько раз увеличить капиталовложения на УКПГ и повысить эксплуатационные затраты, что представляется необоснованным.

Следует отметить, что гидродинамический режим будет способствовать образованию в системе мелкодисперсной пыли жидкой фазы (тумана). Поэтому здесь под выражением “жидкая фаза” подразумевается избыток жидкости в системе в любом виде, определяемый как разность между фактическим и равновесным содержанием вещества в газе.

Следует отметить, что в жидкой фазе наряду с влагой будут находиться также гликоль и метанол, что обусловлено как капельным уносом из абсорбера, так и изменениями термодинамических параметров системы. В зависимости от начальных параметров системы смесь воды и гликоля может охлаждаться до затвердевания или перейти в аморфное состояние.

Определение режима эксплуатации МГ. Транспортирование газа по МГ сопровождается изменением его давления и температуры. Основными факторами, влияющими на эти процессы, являются:

давление и температура газа на входе в газопроводе; температура окружающей среды; количество и состав транспортируемого газа; расстояние между компрессорными станциями МГ; свойства грунта и его температура на глубине залегания трубы (Гг);

коэффициент гидравлического сопротивления трубы; коэффициент теплопередачи от газа к прилегающему массиву грунта;

диаметр и толщина газопровода;

состояние газопровода (качество изоляции, шероховатость внутренней поверхности) и т.д.

Более строгая и точная постановка задачи по определению режима эксплуатации газопроводов предполагает использование численного машинного расчета. Такой метод расчета разработан во ВНИИгазе под руководством проф. Г,Э. Одишария.

С использованием описанных выше факторов определены режимы эксплуатации северных газопроводов. При расчетах за основу приняты положения ОНТП-51-1-85. При этом глубина залегания газопровода принята 0,8 м (от поверхности земли до верхней точки газопровода), внешний диаметр 1420 мм.

Проработки выполнены относительно месторождений, находящихся в районах распространения многолетнемерзлых пород (ММП), где газ в МГ подается при температурах 1-2 "С. Из-

КС:

О    40    SO    i23

Расстояние am начала гозмроЫа, км

Рис. 2.3. Изменение давления газа на    Рис. 2.4. Изменение температуры газа

участке ГГ С от головной до линейной    на участке ГТС от головной до линейной


г 1    1*1_I_I_I_L—J

О 40    80    120

Расстояние от начала газопровода, км


КС


1 - Ямал - Запад, зимний режим; 2 -Ямал - Запад, летний режим; 3 ~ Уренгой - Запад, зимний режим; 4 ~ Уренгой - Запад, зимний режим

менения давления и температуры газа по длине МГ приведены на рис. 2.3 и 2.4 (кривая 1 на рис. 2.3 соответствует сухому режиму, 2 - при наличии в системе жидкой фазы). Во всех случаях режимы МГ определены для их головных участков, так как, как правило, этим участкам соответствует самая низкая температура в системе (для северных газопроводов). При расчетах коэффициент теплопередачи, интегрально описывающий тепловое взаимодействие транспортируемого газа с окружающим трубопровод массивом, принимался равным 1,2-

1,8 Вт/(м2-К), как это следует из практики эксплуатации северных газопроводов, а шаг между УКПГ и компрессорной станцией ~ 120 км,

Приняв за основу данные, представленные на рис. 2.3 и 2.4, можно определить точки росы по воде и углеводородам, обеспечивающие надежность работы МГ в районах Крайнего Севера. При этом видно, что режим наибольшего благоприятствования по части конденсации паров воды и углеводородов наблюдается в конце расчетного участка, т.е. перед линейной КС. Следовательно, относительно этой точки должны выполняться расчеты по определению глубины обработки газа.

Общие рекомендации. На основании анализа приведенных выше материалов можно сформулировать общие рекомендации к выбору точки росы газа по влаге и углеводородам.

Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы приведена на рис. 1.15.

При повышении давления и неизменной температуре или понижении температуры и постоянном давлении происходят процессы конденсации пара в жидкость.

Зависимость давления от температуры д\я чистого углеводорода характеризуется кривой испарения (см. рис. 1.15, МК), ниже которой существует одна паровая фаза, а выше, в области повышенных давлений, — одна жидкая фаза. Конечная точка К этой кривой является критической. Она характеризует максимальную температуру Гкр, ири которой существует граница раздела фаз, т.е. паровая и жидкая фазы находятся в равновесии.

Рассмотрим фазовую диаграмму газоконденсатной системы (см. рис. 1.15). Кривая ССкр — линия кипения, выше которой существует жидкая фаза, кривая СК?БСККДИ — линия конденсации, правее и ниже расположена газовая фаза. Кривая СС^С^И ограничивает двухфазную область (область паро-

Рис. 1.15. Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы постоянных массы и состава при изменении давления и температуры

пой и жидкой фаз). Цифры на линиях означают объемные доли жидкой фазы в смеси (в %).

Гочка Скр — критическая, в точке (при максимальной и’мпературе выше критической Гкр) жидкая и паровая фазы 1017т находиться в равновесии, т.е. в этой точке имеется граница раздела фаз пар — жидкость.

Рассмотрим изотермический процесс уменьшения давления . точки А, когда углеводородная смесь находится в области ы ювой фазы. Со снижением давления и увеличением объема «и уда высокого давления при неизменном составе смеси до шчки Б фазовые изменения не происходят. В точке Б при у мгньшении давления образуется первая капля жидкости, т.е. происходит обратная конденсация (образование жидкой фа-

i.i при уменьшающемся давлении). При дальнейшем снижении давления объем образовавшейся жидкой фазы увеличива-

- и я и в точке В достигает максимального значения. Область f м НС^БСнр называется областью обратной конденсации, кри-ипм CKf ВС^ — линией давлений максимальной конденсации. С сильнейшим снижением давления от точки В до точки Д ранг. • образовавшаяся жидкая фаза будет уменьшаться в объе-»«\ испаряться, и в точке Д испари гея последняя ее капля.

11ри снижении давления от точки В до точки Д идет про-цггс испарения жидкости с уменьшением давления. В резульне дальнейшего падения давления от точки Д до точки Е I- ювые превращения не происходят, в этом случае смесь ни ходите я в газовом состоянии. Процесс обратной конденсации наблюдается только в интервале температур Гкр —Т^.

Рассмотрим процесс изобарического (при постоянном давании) снижения температуры от точки а, в которой газоконденсатная смесь находится в жидкой фазе. При ее охлаж-• пии (до точки б] фазовых переходов нет. В точке б образуем и первый пузырек пара. Образование паровой фазы в процессе понижения температуры при постоянном давлении ни и.Iкается процессом обратного испарения. Со снижением и миературы от точки б до точки в объем паровой фазы увеличивается и в точке в достигает максимума. Область

•    ,t,0( '..яС^р называется областью обратного испарения, а кри-

и.т С],вСкр — линией температур максимального испарения.

11ри понижении температуры от точки в до точки д объем

•    юрп ювавшейся паровой фазы уменьшается, паровая фаза

•    мнденсируется, и в точке д сконденсируется последний пу-п.ф(‘к пара. С уменьшением температуры от точки в до точ-

•    н у происходит процесс нормальной конденсации. При чплмюйшем снижении температуры от точки д до точки г

4. Условия гидратообразования по константам равновесия определяют, используя константы фазового равновесия газ—гидрат, выражаемые формулой

Ki — Ullxi>    (11.42)

где yi — молярная доля /-го компонента природного газа в газовой фазе; *,• — молярная доля i-ro компонента газа в гидрате.

При известных для заданного условия значениях констант фазового равновесия Ki и составе газа, молярную долю компонентов можно вычислять из выражения

*1 = У-JKi-

Если Y-yjKi < 1, то при данных условиях гидраты не образуются.

Равновесные условия образования гидратов выражаются равенством

П    Г1

?    yi!Ki    — 1-    (п.43)

1=1    1=1

Константы фазового равновесия газ—гидрат зависят отравления, температуры и состава газа_Константы равновесия при положительных температурах определяются по графикам, приведенным на рис. 11.25, при отрицательных температурах — на рис. 11.26.

Порядок определения равновесных условий гидратообразования по константам фазового равновесия заключается в следующем.

Для заданных р и^выбираются константы равно_весия для каждого гидратообразующего компонента.

Процентное содержание каждого компонента делится на его константу равновесия. ,

Полученные результаты суммируются и если найденная сумма больше 100, то при заданных р и Т гидраты могут образоваться, а если полученная сумма меньше 100, гидраты не могут образоваться. Если полученная сумма равна 100, то имеет место равновесное условие гидратообразования. Незначительное изменение р и Т может привести к гидратообразованию.

Пример. Определить условия гидратообразования газа заданного состава при = = 35,2 кгс/см2 и / = 8 °С и при рг =- 42,2 кгс/см2 и t = 8 °С (табл. 11.19).

Из табл. II. 19 видно, что при заданном составе газов. Pi = 35,2 и t = 8 °С, полученная сумма 94,3-1 меньше 100, т. е. существует возможность образования гидратов, а при Р-- — 42,2 кгс/см2 и / = 8 °С отсутствует возможность гидратообразования. Порядок определения равновесного давления гидратообразования по константам равновесия следующий.

I. Вычисляется разность давлений р^ и р2

PiРг — 42,2 — 35,2 = 7,0 кгс/см3.

Таблица II.19

Результаты расчетов по определению условий гидратообразования

Состав газа

Содержание компонентов У i*

Кi при Р = 35,2 кгс/см2 и t = 8 °С

г* при р = 42,2 кгс/см- и t = 8 °С

(*).

N2

2,24

со,

0,1 1

0,8170

0,14

0.7150

0,15

сн*

93,20

1,3940

66,85

1,2630

73.8

с,н,

3,28

0,2390

13.72

0, 1680

19,5

С,ма

0,35

0.034 3

10,20

0,0278

12,6

С-|Н10

0,82

0,2390

3,43

0,1680

4,9

? 94,34

? 110,95

р, кгс/см

р, кгс/см


t,°C


t, "С


р, кгс/см


р, кгс/см


J0    50    100    200

р, пгс/см2

р, кгс/смг

Рис. 11.24. Влияние углеводородов С,He — C4H10, СО*, H2Sh N2 на условия гидратообразования в смеси с метаном.

а — СГ14 С2На: / — 1,2; 2 - 2,2; 3 — 2,9; 4 - 5,0; 5 — 9,6; 6

43.6 об. % С,Нв в смеси; б — C1I4    I    — 2,5; 2 - 26 об. % С4Н.,

в смссм; в — СН,—С3На: / — 1,0; 2 — 2,6; 3 — 4,8; 4 — 11,2; 5 — 28,S; 6 — 63,8 об. % С3Н, в смеси; г СН4—СО,; 1 — 7; 2 — 12,5; 3 — 3“!;

4    — 60 об. % СОг п смеси; д — СН«— H.S: 1 — 2; 2    6; 3 — 10; 4 — 27;

5    — 60 об. % II,S и смеси; е СН4— N,: 1 — 63; 2 — 49.7; 3 — 26,9

06    % N. в смеси иных случаях плнячалп бы необходимость в несколько раз увеличить капиталовложения на УКПГ и повысить эксплуатационные затраты, что представляется необоснованным.

Следует отметить, что гидродинамический режим будет способствовать образованию в системе мелкодисперсной пыли жидкой фазы (тумана). Поэтому здесь под выражением “жидкая фаза” подразумевается избыток жидкости в системе в любом виде, определяемый как разность между фактическим и равновесным содержанием вещества в газе.

Следует отметить, что в жидкой фазе наряду с влагой будут находиться также гликоль и метанол, что обусловлено как капельным уносом из абсорбера, так и изменениями термодинамических параметров системы. В зависимости от начальных параметров системы смесь воды и гликоля может охлаждаться до затвердевания или перейти в аморфное состояние.

Определение режима эксплуатации МГ. Транспортирование газа по МГ сопровождается изменением его давления и температуры. Основными факторами, влияющими на эти процессы, являются:

давление и температура газа на входе в газопроводе; температура окружающей среды; количество и состав транспортируемого газа; расстояние между компрессорными станциями МГ; свойства грунта и его температура на глубине залегания трубы (Гг);

коэффициент гидравлического сопротивления трубы; коэффициент теплопередачи от газа к прилегающему массиву грунта;

диаметр и толщина газопровода;

состояние газопровода (качество изоляции, шероховатость внутренней поверхности) и т.д.

Более строгая и точная постановка задачи по определению режима эксплуатации газопроводов предполагает использование численного машинного расчета. Такой метод расчета разработан во ВНИИгазе под руководством проф. Г,Э. Одишария.

С использованием описанных выше факторов определены режимы эксплуатации северных газопроводов. При расчетах за основу приняты положения ОНТП-51-1-85. При этом глубина залегания газопровода принята 0,8 м (от поверхности земли до верхней точки газопровода), внешний диаметр 1420 мм.

Проработки выполнены относительно месторождений, находящихся в районах распространения многолетнемерзлых пород (ММП), где газ в МГ подается при температурах 1-2 "С. Из-

КС:

О    40    SO    i23

Расстояние am начала гозмроЫа, км

Рис. 2.3. Изменение давления газа на    Рис. 2.4. Изменение температуры газа

участке ГГ С от головной до линейной    на участке ГТС от головной до линейной


г 1    1*1_I_I_I_L—J

О 40    80    120

Расстояние от начала газопровода, км


КС


1 - Ямал - Запад, зимний режим; 2 -Ямал - Запад, летний режим; 3 ~ Уренгой - Запад, зимний режим; 4 ~ Уренгой - Запад, зимний режим

менения давления и температуры газа по длине МГ приведены на рис. 2.3 и 2.4 (кривая 1 на рис. 2.3 соответствует сухому режиму, 2 - при наличии в системе жидкой фазы). Во всех случаях режимы МГ определены для их головных участков, так как, как правило, этим участкам соответствует самая низкая температура в системе (для северных газопроводов). При расчетах коэффициент теплопередачи, интегрально описывающий тепловое взаимодействие транспортируемого газа с окружающим трубопровод массивом, принимался равным 1,2-

1,8 Вт/(м2-К), как это следует из практики эксплуатации северных газопроводов, а шаг между УКПГ и компрессорной станцией ~ 120 км,

Приняв за основу данные, представленные на рис. 2.3 и 2.4, можно определить точки росы по воде и углеводородам, обеспечивающие надежность работы МГ в районах Крайнего Севера. При этом видно, что режим наибольшего благоприятствования по части конденсации паров воды и углеводородов наблюдается в конце расчетного участка, т.е. перед линейной КС. Следовательно, относительно этой точки должны выполняться расчеты по определению глубины обработки газа.

Общие рекомендации. На основании анализа приведенных выше материалов можно сформулировать общие рекомендации к выбору точки росы газа по влаге и углеводородам.

отсутствуют фазовые переходы, и углеводородная смесь находится в жидкой фазе. Явление обратного испарения наблюдается только в интервале изменения давления от ркр до р0.

Образование жидкой фазы в пористой среде за счет снижения пластового давления приводит к потерям жидкости. При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима потери жидкого конденсата в пласте могут составлять 30 — 60 % начального (потенциального) содержания конденсата (С5 + ) в пластовом газе.

Процесс конденсации в пористой среде с ее громадной удельной поверхностью протекает иначе, чем в бомбе PVT, при незначительной плоской границе раздела пар — жидкость. В поровых каналах небольшого радиуса (капиллярах) капиллярная конденсация происходит на криволинейных участках границы раздела пар — жидкость. В связи с проявлением капиллярных сил в пористой среде давление начала образования жидкой фазы, объем образовавшейся жидкости и объем оставшейся жидкой фазы в пористой среде при одинаковом давлении будут больше, чем в бомбе PVT. Капиллярные силы в плотных низкопроницаемых коллекторах могут достигать огромных значений. Кроме них, следует учитывать влияние поверхностного натяжения. Эти процессы требуют дальнейших исследований. Выпадение конденсата в призабойной зоне пласта и стволе скважины приводит к явлениям, подобным начальному градиенту давления, который имеет место при фильтрации вязкопластичных неньютоновских жидкостей. На границе газа и жидкости в пласте и призабойной зоне возникает дополнительное фильтрационное сопротивление (коэффициент С), которое необходимо преодолеть, чтобы началась фильтрация газа. Это сопротивление тем больше, чем меньше проницаемость и больше жидкости в пласте и стволе скважины (см. гл. 4).

Выпадение конденсата в низкопроницаемых коллекторах может приводить к таким высоким значениям начального градиента давления, который не может быть преодолен, и отсутствуют не только движение конденсата, но и фильтрация газа. Таким образом, в этих условиях оставшийся газ и выпавший конденсат будут потеряны, что приведет к дополнительному снижению газо- и конденсатоотдачи.

Увеличение коэффициента извлечения конденсата и нефти из залежей достигается различными способами: поддержанием давления в пласте с помощью газообразных и жидких агентов; испарением выпавшей жидкой фазы в массу закачи-п.ч-мых сухих углеводородных газов; применением термичес-| ич методов воздействия на пласт с целью повышения его i> миературы, уменьшения вязкости и испарения жидкости.

Весьма интересный способ перевода нефтяных месторождений в газоконденсатные предложил проф. И.Н. Стрижов, и 1 меняя фазовое состояние системы путем закачки газа в мгфть. Проведенные М.В. Кайгородовой расчеты этого процесса на основе уравнений Пенга — Робинсона для месторождений Узень и Карачаганак дали вполне приемлемые ре-

¦ ультаты. Этот метод был распространен и на газоконденсат-

* I id*1 месторождения, в том числе и для извлечения выпавшего конденсата в пласте. Расчеты по извлечению выпавшего в пласт конденсата Вуктыльского месторождения дали положи-ильные результаты.

Закачка сухого сеноманского газа на Вуктыльском место-

I кждении и превращение его в регулятор — ПХГ, проведенные ВНИИГазом и Севергазпромом, показали, что в резуль-i.ire извлечение конденсата может вырасти на 10 % и более.

Влагосодержание и гидраты природных газов

Нлагосодержание природных газов — важнейший пара-ичр, в значительной степени определяющий технологичес-| ни процесс добычи, сбора и подготовки газа к дальнему | |>лнспорту на газовом промысле.

Газ в условиях пластовых давлений и температур насыщен порами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат и огромных количествах связанную, подошвенную или краевую воду. По мере движения газа по скважине давление и и'мпература уменьшаются. При понижении температуры происходит и уменьшение количества водяных паров в газо-пои фазе, а со снижением давления, наоборот, увеличивается

< * держание влаги в газе. Влагосодержание природного газа в продуктивном пласте увеличивается и при падении пластового v тления по мере разработки месторождения.

Обычно влагосодержание газа выражают отношением мас-» м паров воды, содержащейся в единице массы газа, к единице массы сухого газа (массовое влагосодержание) или в количестве молей паров воды, приходящихся на моль сухого га-ч1 (молярное влагосодержание).

В практике чаще пользуются абсолютной влажностью, т.е. пиражают массу паров воды в единице объема газа, приве-Л1Ч1НОЙ к нормальным условиям (0 °С и 0,1 МПа). Абсолютную влажность W измеряют в г/м3 или кг на 1000 м3.

а



К

0,015

О $    10    15    20 t,°C

Рис. 11.25. Константы равновесия га:*—гидрат компонентов природного газа при положительных температурах.

Гидраты: а — метана; 6 — этана; в — пропана; г — изобутана; д сероводорода; е — углекислого газа; ж — азота



Показатели ШФЛУ по ТУ 38.101524-93. (взамен ТУ 38.101524 —83> Срок действия - с 01.01.94 по 01.01.99. Разработчик - ВНИИУС

Показатели

Норма по маркам

А

D

Массовая доля компонентов, %:

сумма углеводородов С,-С2, не более пропан, не менее

сумма углеводородов С<-С5, не менее сумма углеводородов Cfi и высшие, не более Массовая доля метанола, %

Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более В том числе сероводорода, не более Содержание свободной воды и щелочи Внешний вид

Примечания. 1. Массовая доля сероводорода не батываемой на установке по подготовке девонской нефти динення " Куйбышевнефть”. 2. Массовая доля меркапт нормируется для ШФЛУ Западной Сибири. 3. Раздельно шобутана, нормального бутана, иэопентана и нормальн определение прн контрольных испытаниях обязательно.

3

15

45

15

Не Hopt> 0,025

0,003

Отсут

Бесцветная

ЖИД!

нормируется для месторождений ановой серы и с « содержание в L1 эго пентаиа не н

5

40

30

шрустся

0,050

0,003

ствует

прозрачная

СОСТЬ

ШФЛУ, вырц Татарии к объе-зроводорода не 1ФЛУ пропана, ормируется, но

условиями ее транспортирования и хранения. Этот показатель влияет также на потери ШФЛУ.

Содержание пентана или гексана и высших углеводородов регламентируется с учетом цели переработки ШФЛУ.

Показатели качества сжиженных газов. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления согласно ГОСТ 20448-80 имеют следующие марки: ПТ -пропан технический; СПБТ - смесь нропана и бутана техническая; БТ - бутан технический. Основные требования к качеству сжиженных газов даны в табл. 2.8.

Ранее сжиженные газы выпускались по ГОСТ 10196-62, со-гласно которому содержание пропана и пропилена в сжиженных газах должно было составлять не менее 93 % (масс.). Такое топливо по эксплуатационным свойствам намного лучше сжижеиных газов, выпускаемых по ГОСТ 20448-90. Однако ГОСТ 101% 62 иг стимулировал использование бутанов и бу-тиленов в составе сжиженных газов. Ввиду этого на многих газо- и нефтеперерабатывающих заводах имеющиеся ресурсы бутанов и бутиленов использовались нерационально. Внедрение нового ГОСТа на сжиженный газ позволило повысить эффективность использования ресурсов углеводородов С4 и увеличить выпуск товарной продукции.

На Азербайджанском ГПЗ в качестве товарного продукта производится также фракция пропан-пентановая (ПП) по

Норма для марки


СПБТ


Показатели


ПТ


БТ


Массовая доля компонентов, %: сумма метана, этана и этилена сумма пропана и пропилена, не менее

Не нормируется 75 I Не нормиру-I ется

Не нормируется

60

Не

-

60

нор

миру

ется

0,7

1,6

1,8

1,6

1,6

1,6

0,15

-

-

0,013

0,013

0,013

0,003

0,003

0,003

Отсутствие


сумма бутанов и бутиленов, не менее

сумма бутанов и бутиленоя, не более

Объемная доля жидкого остатка, при 20 °С, %, не более

Давление насыщенных пэрон избыточное, МПа, при температуре;

+45 “С, не более -20 вС, не менее Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более В том числе сероводорода, не более Содержание свободной воды и щелочи Интенсивность запаха, баллы, не менее

Примечания. 1. По согласованию с потребителем для СИТБ допускается суммарная доля пропана и пропилена не менее 60 % (масс.). 2. При массовой доле мерканта-новой серы в сжиженном газе не менее 0,002 % допускается не определять интенсивность эаиаха. При массовой доле меркаптановой серы 0,002 % или интенсивности аапаха менее баллов сжиженные газы должны быть одорированы.

ТУ 51-725-76. Фракция ПП используется в качестве пиролизного сырья на Сумгаитском заводе органических продуктов. Концентрацию компонентов в ПБП устанавливают исключительно исходя из требований гидролизного производства. В соответствии с ТУ суммарное содержание пропана и бутанов в ПБП должно составить не менее 90 % (масс.), в том числе изобутана не менее 17 %, а содержание этана и С5Н,2+ составляет соответственно не более 3 и 7 % (масс.).

Концентрация этана в ШФЛУ и сжиженных газах устанавливается таким образом, чтобы обеспечить их товарную характеристику и свести к минимуму потери при хранении и транспорте. Последнее прямо связано с содержанием в них этана. Следовательно, продукт, не содержащий этан, имел бы наилучшую товарную характеристику. Однако производство ШФЛУ и сжиженных газов, не содержащих этан, связано с большими энергетическими затратами. С учетом этого обстоятельства установлены оптимальные нормы на содержание этана в указанных продуктах.

Содержание пентана и высших углеводородов в сжижен-

Относительная влажность — это выраженное в процентах (или долях единицы) отношение количества водяных паров, содержащихся в единице объема газовой смеси, к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же температурах и давлении при полном насыщении. Полное насыщение оценивается как 100%.

К факторам, определяющим влагосодержание природных газов, относятся давление, температура, состав газа, а также количество солей, растворенных в воде, контактирующей с газом. Влагосодержание природных газов определяют экспериментально, по аналитическим уравнениям или номограммам, составленным по экспериментальным данным или расчетным путем.

На рис. 1.16 приведена диаграмма равновесного содержания паров воды в килограммах на 1000 м3 природного газа с относительной плотностью 0,6, не содержащего азот и находящегося в контакте с пресной водой. Линия гидратообразования ограничивает область равновесия паров воды над гидратом. Ниже линии гидратообразования приведены значения влажности для условий метастабильного равновесия паров воды над переохлажденной водой. Погрешность определений влажности газов с относительной плотностью, близкой к 0,6, по данной диаграмме не превышает ±10 %, что допустимо д\я технологических целей.

Присутствие углекислого газа и сероводорода в газах увеличивает их влагосодержание. Наличие азота в газе приводит к уменьшению влагосодержания.

С увеличением плотности (или молекулярной массы газа) влагосодержание газа уменьшается.

Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении в воде солей снижается парциальное давление паров воды. Минерализация пластовой воды менее 2,5 % (25 г/л) позволяет в практических расчетах не пользоваться поправочными коэффициентами, так как погрешность находится в пределах определения влагосодержания по диаграмме (см. рис, 1.16).

Если содержание солей в пластовой воде превышает 5 %, а плотность газа значительно отличается от 0,6, то вводятся соответствующие поправки на влажность, определенную по диаграмме (см. рис. 1.16},

W = W ГГ

где W06 влажность газа плотностью 0,6 г/см3; Ср — поправка на плотность газа, определяемая из дополнительного 58

Поправка на плотность газе

1,9    1,2    1,4    1,6    1,8

Плотность

Чтл'куяярнал масса

Поправка на соленость

-+ N.C1

О N»OH

Содержание соли « растворе, \

г/м 3


ШЯкЧЛ'ПТЙ'ШШ/ШАШШ 10 waifMiJWMi4J///mmm ¦¦¦

Линия гидратообразования

-50 -АО -30 -20 -10 0    10    20    30    40    50    60708090100120    140160180

Температура, °С

Рис. 1.16. Равновесное содержание водяного пара в природном газе

-50    -40    'JO    -20    -10    t,°C

в


К


л


Рис. 11.26. Константы равновесия газ—гидрат компонентов природного газа при отрицательных температурах.

аж — см. обознач. рис. II. 25

2.    Вычисляется разность

(кТ'Х'Чкг).= “О'95 - 9434 =1661-

3.    Равновесное давление гидратообразования определяется пс формуле

оы-й) [100-да,

7-5,66


п = р, -I--Ь35,2 1--    = 37,6 кгс/см2-

^ И1    (    У1    \    ( yt \    16>61

Ч Kl /2    \ Ki )\

Из приведенного примера видно, что для газа заданного состава и температуры равновесное давление гидратообразования равно 37,6 кгс/см2.

ных газах устанавливается таким образом, чтобы они могли испаряться при использовании сжиженных газов как топливо. Увеличение их количества в сжиженном газе (см. табл. 1.4) приводит к росту остатка С5+ и высших в бытовых баллонах, снижая надежность и эффективность использования топлива.

Показатели качества стабильного конденсата. Согласно ОСТ 51.65-80, для товарных конденсатов устанавливают две группы: I - для установок стабилизации конденсата, II - для промыслов (табл. 2.9).

Основным показателем качества стабильного конденсата является давление насыщенных паров, которое характеризует наличие в нем легких углеводородов. Этот показатель для конденсатов обеих групп составляет 66,7 кПа (500 мм рт. ст.).

Нормы на содержание воды и механических примесей в конденсате устанавливают исходя из требований нормального хранения и перекачки продукта, а также с учетом его дальнейшей переработки.

Для полной оценки товарных качеств конденсатов необходимо также определить такие показатели, как фракционный состав, содержание сернистых соединений, ароматических уг-

Таб л и да 2.9

Основные требования к качеству стабильного конденсата I и II групп по ОСТ 51. 65—80 с изменениями от 01.10.96 г.

Показатели

Норма для групп

Методы

испытаний

I | 11

Давление насыщенных паров,

66,7(500)

ГОСТ 1756-52

кПа (мм рт. ст.)

Массовая доля воды, %, не более

0,1

0,5

ГОСТ 2477-65

Массовая доля механических

0,005

0,050

ГОСТ 6370-59

примесей, %

Масса хлористых солей, мг/л,

10

100

ГОСТ 21534-76

не более

Массовая доля общей серы, %

Не нормируется,

ГОСТ 19121-73

определяется по

требованию

Массовая доля сероводорода, %

Определяется для

ГОСТ 17323-71

сернистого кон

денсата

Плотность при 20 “С, кг/л

Не нормируется,

ГОСТ 3900-47

определение обя

зательно

Примечания. 1. Для конденсата Сосногорского ГПЗ давление насыщенных паров

не должно превышать 93,3 xlla (700 мм рт. ст.). 2. Технология сбора, хранения н транс

портирования стаоильнош конденсата должна обеспечить условия,

лри которых концент-

ракия сероводорода в воздухе рабочей зоны не должна превышать ПДК (3 иг/м ) по

ГОСТ 12.1.005-88.

леводородов и высококипящих парафинов, температура застывания и т.д.

Показатели качества одоранта. Как было указано выше, тиолы используют также для одорирования газа. До 1984 г. в качестве одоранта в СССР применяли этантиол концентрации не менее 99,5 % (масс.). Этот продукт получали синтетическим путем. Получение этантиола такой концентрации из смесей, выделяемых из газов и конденсатов, связано с большими эксплуатационными затратами. Кроме того, этантиол взаимодействует с оксидами железа, что ведет к снижению его концентрации в газе и большому удельному расходу при транспортировании газа на значительные расстояния.

Наличие в составе газов и конденсатов ряда месторождений тиолов сделало актуальным их выделение и производство на их основе одоранта.

В 1982 г. на Оренбургском ГПЗ был освоен процесс выделения смеси тиолов из газового конденсата. На основании промышленных опытов обосновано использование смеси тиолов по ТУ 51-81-82 в качестве одоранта.

Смесь тиолов, получаемая на Оренбургском ГПЗ, имеет следующий состав, % (масс.): этантиол - 33; 2-пропантиол - 42; 2-метил-2-пропантиол - 1; 1-пропантиол - 10; 2-бутантиол - 14. Использование указанной смеси в качестве одоранта по сравнению с чистым этантиолом имеет следующие преимущества:

повышается степень использования ресурсов тиолов в сырье;

ввиду низкой относительной активности других тиолов (кроме C2HsSH), входящих в состав одоранта, его действие сохраняется длительное время.

На практике имеют место отдельные случаи, когда экономически целесообразно производить часть продукции с показателями качества, превышающими требования ТУ или стандартов. При дальнейшем смешивании этой части продукции с некондиционной получаемая продукция в целом отвечает всем требованиям регламентирующего документа.

Например, при добыче газа из сеноманских и валанжин-ских залежей Уренгойского месторождения при отсутствии возможностей для хранения и транспортировки ШФЛУ ее можно подавать в поток товарного газа из сеноманских залежей.

Другим примером комплексного подхода к установлению показателей качества может служить транспортирование газов двух различных месторождений по одному газопроводу. При

графика (см. рис. 1.16) для данной температуры; Cs поправка на соленость воды, определяемая из дополнительного графика (см. рис. 1.16).

Гидраты природных газов. Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой — гидраты.

При разработке большей части газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах, в результате чего образуются газо-гидратные залежи.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры н\и при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. Гидраты углеводородных газов легче воды.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента.

Молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты образуются в виде двух структур, полости которых заполняются молекулами гидратообразователей частично или полностью (рис. 1.17). В структуре вида I 46 молекул воды образуют две полости с внутренним диаметром 5,9 • Ю'|0м; в структуре вида II 136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внутренним диаметром 6,9 • Ю',0м и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 4,8 • 10 ю м.

При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры вида I выражается формулой 8М46НгО или М5,75Н20, где М — гидратообразователь. Если заполняются только большие полости, формула будет иметь вид 6М46 Н,0 или М7,67Н20. При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры вида II выражается формулой 8М136Н20 или М17Н20.

Формулы гидратов компонентов природных газов

I'mi 1.17. Структура гидратов:

а — вида 1; б — вида II

р, МП*



> hi I lit. Диаграмма фазового состояния гидратов


- «it 1,0; N2 • 6Н20. Эти формулы гидратов газов соответству-

¦ | идеальным условиям, т.е. таким условиям, при которых •иг большие и малые полости гидратной решетки заполня-

.....и на 100%. На практике встречаются смешанные гидраты,

м, тнщие из структур видов 1 и II.

11 родставление об условиях образования гидратов дает фа-•ими диаграмма фазового равновесия, построенная для сис-I»’М М — Н20 (рис. 1.18). В точке С одновременно сущест-муюг четыре фазы (I, II, III, IV}: газообразный гидратообразо-м I и * ль, жидкий раствор i-идратообразователя в воде, раствор и ,дм в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения Ч'иимх t, 2 и 5, соответствующей инвариантной системе, Iи¦ м. in изменить температуру, давление или состав системы

1 того, чтобы не исчезла одна из фаз. При всех температу-Iк выше соответствующего значения в точке С гидрат не |"-кп существовать, как бы ни было велико давление. По-

АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

III. 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНОГО ДАВЛЕНИЯ ГАЗА

Абсолютное давление газа р определяется как сумма избыточного (манометрического) рн и барометрического р§ давлений

Р = Рн + Ро-    (III. 1)

Избыточное давление измеряется манометрами (см. главу VI), барометрическое — барометрами.

При измеренном (известном) барометрическом давлении (в мм рт. ст.) абсолютное давление (в кгс/см2) определяется

Р =Ри+ Рб/735,56.    (II 1.2)

Если барометрическое давление дано в миллибарах, тогда абсолютное давление (в кгс/см2)

р= ри+ 1.0197 Ю-з.    (III.3)

Барометрическое    давление можно принять лостсязгным, если среднее его

зн?_чение    для    данной    местности стандартизовано .или    отклонение текущих его

значений от среднего не гревьнгает 1%.

Значения барометрического давления в зависимости от высоты над уровнем моря приведены в табл. III.1, а соотношения между основными единицами изме-мерения давления — в табл. II 1.2.

Таблица III.I

Значения барометрического давления

Высота, м

t, °с

рб-мм рт. ст.

Высота, м

t, ¦’С

Рб

ми рт, ст.

0

15,00

760,0

600

11,10

707,5

100

14,35

751,0

700

13,45

609,0

200

13,70

742,1

800

9,80

690,6

300

13,05

733,3

900

Э,15

682,3

400

12,40

724,6

1000

З350

674,1

111.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ ОСТАНОВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Давление на забое закрытой скважины определяет иепосредственгым измерением при помощи глубинных манометров ил к вычисляют по статическому давлению на устье.

Пластовым давлением считается величина, полученная: при полпой стабилизации давления на забое после закрытия екзажины.

Если давление после закрытия скважинь: нарастает е течение длительного времени или скважину нельзя остановить по техническим причинам, применяют приближенные методы вычисления Пластове го давления по результатам

Соотношения между основными единицами измерения давления

наличии в составе газа одного месторождения тиолов и отсутствии таковых в продукции другого месторождения степень очистки газа от тиолов необязательно должна соответствовать требованиям ОСТ 51.40-83. Остаточное содержание тиолов в газе устанавливают с учетом того, что газы, подаваемые в магистральные газопроводы, подвергают одорированию. В качестве одоранта используют смесь тиолов. Поэтому степень очистки газа от тиолов устанавливают таким образом, чтобы концентрация тиолов в транспортируемом газе соответствовала нормам одорирования.

Следует отметить, что разработка и внедрение ГОСТов, ОСТов и ТУ способствовали усовершенствованию технологических схем и процессов переработки углеводородных смесей, в ряде случаев был осуществлен переход на типовые схемы обработки сырья. Это, в свою очередь, создало возможность изготовления оборудования в блочно-комплектном исполнении.

В настоящее время единых международных норм на допустимое содержание сероводорода, диоксида углерода, сероорганических соединений, азота, воды, механических примесей и т.д. в различных продуктах не существует. Величина допустимых концентраций этих веществ в разных странах устанавливается в зависимости от уровня развития техники и технологии обработки газа и от объектов его использования.

2.4. ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ГАЗА

По технологическому регламенту на эксплуатацию УКПГ предусмотрена периодичность контроля показателей качества товарной продукции установки. Ниже на основе [22] приводятся общие рекомендации по частоте анализов товарной продукции УКПГ.

Частота анализов газа, подаваемого в магистральные газопроводы, зависит от содержания в газе сернистых соединений и районов расположения УКПГ (табл. 2.10).

Наряду с показателями качества товарной продукции по технологическому регламенту предусматривается также контроль других параметров УКПГ. Например, на установках абсорбционной осушки газа производится анализ составов регенерированного и насыщенного раствора гликоля, а также содержание примесей в промстоках (табл. 2.11).

Контроль производства на установках адсорбционных уста-

Рекомендации ВНИИгаза по периодичности испытаний газов, поступающих с промыслов в магистральные газопроводы

Показатели

Сроки проведения испытаний на газы

не содержащие соединений серы

сероводород

сероводород + + меркаптаны

Содержание влаги парообразной

Температура конденсации углеводородов

Содержание сероводорода

Содержание меркаптановой серы

Содержание механических примесей*

Содержание кислорода Компонентный состав

* На месторождениях, где проиэвс держание механических примесей в товг

Не реже одного раза в сутки

Не реже одного раза в неделю Один раз в год

Один раз в год

Не реже одного раза в месяц

здится адсорйцио рном газе рехоме

Не реже од не сутки

Не реже одн неделю

Один раз в неделю По требованию По требованию

То же Не реже одне месяц

иная очистка и о ндуется определи

>го раза в

ого раза в

Два раза в неделю Два раза в неделю

>го раза в

сушка газа, со-гь ежедневно.

Таблица 2.11

Место конт

Что контро

Показатель

Норма и применяе

Периодич

роля

лируется

мая методика

ность

Технологи

Осушенный

Плотность

0,675 кг/нм3,

Ежедневно

ческая нитка

газ

ГОСТ 17310-86

Узел заме

То же

Точка росы

-20 °С (зима),

Один раз в

ра точки

по влаге

-10 °С (лето),

смену

росы

ГОСТ 20060-83

Система

Регенери

Содержа

2-3 % (масс.), по

Ежедневно

регенери

рованный

ние воды

К. Фишеру

рованного

дэг

ДЭГа

4-5 % (масс.), по

После аб

Насыщен

То же

U

сорбера

ный ДЭГ

К. Фишеру 0,5-1,5 % (масс.),

То же

Рефлюкс-

Содержа

и

нал жид

ние ДЭГа

метод окисления

кость

•*

Осушенный

Содержа

Не более

Не реже

газ

ние капель

20 г/1000 м\ гра

одного раза

ного ДЭГа в

виметрический

в месяц

газе

метод с использованием прибора ИУ-1

Контроль технологического процесса на установках абсорбционной осушки газон сеноманских залежей месторождений Западной Сибири


этому точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2, 3 и 4 (точка В) появляется вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лед.

Для образования гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе гидрата. На изменение температуры образования гидратов влияют: состав гидратообразователя, чистота воды, турбулентность, наличие центров кристаллизации и т.д. Изменение равновесной температуры гидратообразования также зависит от скорости охлаждения системы гидратообразователь — вода.

На практике условия образования гидратов определяют с

Рис 1.19. Равновесные кривые образования гидратов природных газов различной относительной плотности Д в зависимости от р и Г


р, МПа

иимощью равновесных графиков (рис. 1.19) или расчетным н, м‘М — по константам равновесия. Чем выше плотность .1 in гем больше температура гидратообразования (см. рис. I |Ч|, Если на увеличение плотности природного газа влияют

I    идратообразующие компоненты, то температура его гид-I .иообразования понижается.

Условия образования гидратов природных газов по кон-

<    I актам равновесия определяют по формуле z = у/К, где z,

молярная доля компонента соответственно в составе гид-I н,1 и газовой фазы; К — константа равновесия.

Гинновесные параметры гидратообразования по констан-.» I равновесия при данных температуре и давлении рассчи-м.им ют следующим образом. Снача\а находят константы для | »«лого компонента, а затем молярные доли компонента де-и пн найденную константу его равновесия и полученные

¦ мп'н'ния складывают. Если сумма равна единице, то система

•    рмодинамически равновесная, если больше единицы — су-

...... гиуют условия д\я образования гидратов, при сумме мень-

*1111 единицы гидраты не могут образовываться.

! идрат метана впервые был получен в 1888 г.

II    \ кривых образования гидратов смесей СН4 и С2Н6 или | II, и С3Н8 (рис. 1.20, 1.21) следует, что при добавлении этана << 11„) и пропана (С3Н8) улучшаются условия образования гид-||.имц смесей СН4, так как гидраты образуются при более ни 1ких давлениях и более высоких температурах. Из углево-д* • 111 дм их газов, кроме С2Н6 и С3Н8, повышению температу-1»|.| образования гидратов этих смесей с СН4 способствует .......у мн, все остальные газы, включая нормальный бутан (л-

<    ,М ,) и выше, действуют отрицательно. Гидраты СН4 при ц*| устойчивы, если давление равно 2,8 МПа или более. Для А|*у|их углеводородов парафинового ряда (С2Н6; С3Н8; »-С4Н10)

. мтление составляет соответственно 0,5; 0,1 и 0,1 МПа 1|>н'    1.22). Критическая температура образования гидратов:

•    'И ( ,Ц6 14,5 °С; С3Н8 5,5 °С; для /-С4Н10 1,5 °С.

III    углеводородов ряда СпН^ гидраты образуют только

•    -ими (С2Н4) и пропилен (С3Н6). Критическая температура л «и <11, составляет 17 °С. Его гидраты при 0 °С устойчивы -i'll длнлении 0,5 МПа.

I идцмгы природных газов — типичные представители так и I н.пмсмых смешанных гидратов, в которых гидратообразо-|' in \ими являются не отдельные индивидуальные утлеводоро-дм .1 см«»сь газов. Состав смешанных гидратов и ко.личество

•    ............ в них изменяются в зависимости от изменения

и чтип м.ного давления и компонентов.

исследования скважин на различных режимах или по кривым восстановления давления.

Давление на забое остановленной скважины определяют по формуле

р3    =руехр ^0,03415 zi>Lf~)    (111-4)

или

Рз = PyeS>    (II 1.5)

где


S =0,03415 - р^—;    (Ш.б)

гср* ср

N    .

Ру» Рзсоответственно устьевое и забойное давления, кгосм2; L — глубина

скважины, м; р — относительная плотность газа; гср — коэффициент свсрхсжима-емости газа при /?ср и Гср.

Средняя температура в скважине равна

Гер = (Га - Гу)/1п -^2. .

7 у

Здесь Гу, Г3 — соответственно устьевая и забойная температура, К.

Порядок определения    забойного давления по    формулам (III.4)—(111.6)

следующий.

Одним из описанных в п. II.3 способов определяют критические параметры Ркр и Гкр.

По давлению на устье ру находят приведенное устьевое давление /7пр. у = = Ру/Ркр. а также среднюю приведенную температуру ТиР — Гсркр.

Для полученных рпр. у и Гпр определяют гу (в случае необходимости используя также фактор ацентричности а>).

Вычислив S, по табл. II 1.3 определяют ориентировочное значение е^р, а за-

(1 + е°А

тем рср. орРу | g I .

Зная рср.ор, определяют ориентировочное приведенное среднее давление Рпр.ср.ор = Рср.ор'Ркп. по которому для Гср находят гср.

По ZcP определяют S и по табл. III.3 — es.

Рассчитывают рл = pyts.

Для проверки и уточнения результатов расчета сверяют полученное рср= (ру + р3)/2 с принятым Рср. 0р- Расчет можно считать правильным в том случае, если расхождение этих величин не влияет на zcp. В противном случае принимают новое значение /?ср. ор для определения 2ср и проводят повторный расчет.

Пример. Рассчитать статическое забойное давление в скважине глубиной 2000 м при следующих исходных данных: относительная плотность газа р = 0,57; температура на устье tv = 7 °С (280 К), ни забое /3 = 47 °С (320 К)» статическое абсолютное давление

на устье Pv = 180 кгс/см2.

Определяем среднюю температуру в скважине

320

Гср = (320 - 280)/1п goo ~ ЗООК

По графикам рис. II.2 находим для р = 0,57 />кр = 47,5 кгс/см*, 7кр = 198 К.

Рассчитываем по формулам(11.15) приведенные устьевое давление и среднюю температуру

Рпр. у = 180/47,5 =3,8;

Г„р. у =300/198 = 1,5.

Определяем по рис. П.7 z для устьевого давления

ft

S

е-5

S

5

cs

5

eS

0,010

1,01005

0,057

1,05866

0,104

1,10960

0,149

1,16067

0.011

1,01106

0,058

1,05971

0,105

1,11071

0,150

1,16183

0,012

1,01207

0,059

1,06078

0,106

1,11182

0,151

1,16300

0,013

1,01308

0,060

1,06184

0,107

1,11293

0,152

1,16416

0,014

1,01410

0,061

1,06290

0,108

1,11405

0,153

1,16532

0,015

1,01511

0,062

1,06396

0,109

1,11516

0,154

1,16649

0,016

1,01613

0,063

1,06503

0,110

1,11628

0,155

1,16768

0,017

1,01715

0,064

1,06609

0,1 If

1,11739

0,156

1,16883

0,018

1,01816

0,065

1,06716

0,112

1,11851

0,157

1,17000

0,019

1,01918

0,066

1,06823

0,113

1,11963

0,158

1,17117

0,020

1,02020

0,067

1,06930

0,114

1,12075

0,159

1,17234

0,021

1,02122

0,068

1,07037

0,115

1,12187

0,160

1,17351

0,022

1,02224

0,069

1,07144

0,116

1,12300

0,161

1,17468

0,024

1,02429

0,070

1,07251

0,117

1,12412

0,162

1,17586

0,025

1,02532

0,071

1,07358

0,118

1,12524

0,163

1,17704

0,Ь26

1,02634

0,073

1,07573

0,119

1,12637

0,164

1,17821

0.027

1,02737

0,074

1,07681

0,120

1,12750

0,165

1,17939

0,028

1,02840

0,075

1,07788

0,121

1,12862

0,166

1,18057

0,029

1,02942

0,076

1,07896

0,122

1,12975

0,167

1,18175

0,030

1,03045

0,077

1,08004

0,123

1,13088

0,168

1,18294

0,031

1,03149

0,078

0,08112

0,124

1,13202

0,169

1,18412

0,032

1,03252

0,079

0,08220

0,125

1,13315

0,170

1,18530

0,033

1,03353

0,080

1,08329

0,126

1,13428

0,171

1,18649

0,034

1,03458

0,081

1,08437

0,127

1,13542

0,172

1,18768

0,035

1,03562

0,082

1,08546

0,128

1,13655

0,173

1,18887

0,036

1,03666

0,083

1,08654

0,129

1,13760

0,174

1,19006

0,037

1,03769

0,084

1,08763

0,130

1,13883

0,175

1,19125

0,038

1,03873

0,085

1,08872

0,131

1,13997

0,176

1,19244

0,039

1,03977

0,086

1,08981

0,132

1,14111

0,177

1,19363

0,040

1,04081

0,087

1,09090

0,133

1,14225

0,178

1,19483

0,041

1,04185

0,088

1,09199

0,134

1,14339

0,179

1,19602

0,042

1,04289

0,089

1,09308

0,135

1,14454

0,180

1,19722

0,043

1,04394

0,090

1,09417

0,136

1,14568

0,181

1,19842

0,044

1,04498

0,091

1,09527

0,137

1,14683

0,182

1,19961

0,045

1,04603

0,092

1,093635

0,138

1,14798

0,183

1,20081

0,046

1,04707

0,093

1,09746

0,139

1,14912

0,184

1,20202

0,048'

1,04917

0,094

1,09836

0,140

1,15027

0,185

1,20322

0,049

1,05022

0,095

1,09966

0,141

1,15142

0,186

1,20442

0,050

1,05127

0,096

1,10076

0,142

1,15258

0,187

1,20563

0,051

1,05232

0,098

1,10296

0,143

1,15373

0,188

1,20683

0,052

1,05338

0,099

1,10407

0,144

1,15488

0,189

1,20804

0,053

1,05443

0,100

1,10517

0,145

1,15604

0,190

1,20925

0,064

1,05548

0,101

1,10628

0,146

1,15780

0,191

1,21046

0,055

1,05634

0,102

1,10738

0,147

1,15835

0,192

1,21167

0,056

1,05760

0,103

1,10849

0,148

1,15151

0,193

1,21288

Место контроля

Что контролируется

Показатель

Норма и применяемая методика

Периодич

ность

Система промстоков до нефтеловушки Система промстоков после нефтеловушки

Система промстоков после флотатора

Помещения технологических цехов

П ри меч< ность и минера, геологических с целесообразен к ти, сточных во; методика, раэра

Промстоки

Воздушная

среда

к ни я 1. Прово; шзация) хак по лужб). 2. В ряде онтроль за содер iax и произволе! .ботанная во ВНР

Содержание нефтепродуктов

То же

Механические примеси

Содержание нефтепродуктов

Содержание механических примесей Железо общее

Содержание углеводородов

Содержание метанола

1ится также контр скважинам, так и случаев (при закг «санием метанола гвекных помете* 1Игазе и ПО “На,

400-500 мг/л, по [27]

50-100 мг/л, по методу см. п. 7

Не нормируется, по методу см. п. 7

Не более 15 мг/л, по методу см. п. 7

Не более 20 мг/л, по методу см. п. 7

Не более 3 мг/л, колориметрический метод, калия-см. п. 7 300 мг/м3 воздуха, газоанализаторы типа УГ-2

5 мг/м3 воздуха с использованием интерферометра типа ИШ-10

олъ пластовых вод (пок ВО входных сепаратора, inке метанола в шлейфы в РДЭГе, НДЭГе, рефлз ¦нях (имеется оригнна пымгазпром").

Ежедекадно

Ежедекадно

Один раз в смену (либо по графикам соответствующих служб промсани-тарии)

При закачке метанола на кусты скважин

азателн - плот-х (по графикам и коллекторы) оксной жидкос-льная экспресс-

новках осушки газа более простой, чем на установках НТС и гликолевой осушки. Это объясняется тем, что практически на этих установках для обработки газа не используются различные ингибиторы (метанол, гликоль). Здесь одним из важных параметров, подлежащих контролю, является содержание частиц адсорбента в осушенном газе.

Основные контролируемые показатели УКПГ, перерабатывающих сырье ГКМ и использующих в качестве ингибитора гидратообразования метанол, приведены в табл. 2.12.

Табли ца 2.12

Контроль технологического процесса на установках НТС

Место кон троля

Что контролируется

Показатель

Норма и методика

Периодич

ность

Шлейфы,

Сырой газ

Углеводо

Не нормируется,

По требо

кусты, линия газа на входе в технологическую нит-

родный

состав

определяется

хроматографи

чески

ванию

!$эел хоз

Осушенный

Точка росы

ОСТ 51-40.93,

-

расчетного замера газа

газ

по влаге

влагомеры конденсационного типа

Парк мета

Метанол

Содержание

Не более 10 %

1-2 раза в

нола

воды

(масс.), метод разгонки

смену

Сепараторы

Насыщен

Содержание

Пикнометриче-

По требова

и трехфазные разделители

ный метанол

воды и метанола

ским методом

нию

Узел замера

Нестабиль

Углеводо

Не нормируется,

Не реже од

конденсата

ный кон

родный

определяется

ного раза в

денсат

состав

хроматографи

чески

месяц

Узел замера газа

Осушенный

газ

Унос С-1+в

Не более Иг/1000 м3, по методике ВНИИгаза

То же

Периодичность определения показателей качества на природный газ после его обработки на ГПЗ или в магистральных газопроводах приводится в соответствующих технологических регламентах. Имеются и детально разработанные рекомендации ВНИИгаза по периодичности испытаний. Здесь, в отличие от контроля производства на УКПГ, помимо точек росы, содержания механических примесей и серосодержащих соединений необходимо дополнительно определять содержание кислорода, число Воббе, интенсивность запаха газа.

Число Воббе - показатель, который нормируется техническими условиями на природный газ по ГОСТ 5542-87 как определяющий взаимозаменяемость паров при сжигании в бытовых горелочных устройствах. Поскольку воббметры отечественной промышленностью не производятся, по ГОСТ 2267—82 рекомендуется определять число Воббе расчетом по измеренным или расчетным значениям относительной плотности и теплоты сгорания газа. Число Воббе вычисляют по формуле

Ю = Я,    (2.1)

где Q - теплота сгорания; d - относительная плотность газа.

Рис. 1.20. Кривые образования гидратов для смеси СН, и С2Нв. Содержание этана (в %):

1 - 45,6; 2 - 9,6; 3 - 5; 4 - 2,9; 5 - 2,2; 6-1.2

283 Г, К

Метан

Пропаи


Рис. 1.21. Кривые образования гидратов для смеси СН4 и С3Н3. Содержание

пропана (в %);

1 — 63; 2 — 29; 3 — 12; 4 - 5; 5 - 2,6; 6 - 1.0

Рис. 1.22. Кривые образования гидратов индивидуальных углеводородов:

р, Mila

10,0



/    —    кривые    образования гид

ратов; II — кривые упругости паров 1 — метан; 2 — этан; 3 — пропан; 4 - изобутан; 5 - ацетилен; 6 — эгилен

Рис. 1.23. Кривые образования

гидратов для смеси CH.. и H2S.    273 27S 277 279 281 283

Содержание H,S (в %):

I1,2 — 2; 3—4; 4 - 6; 5 - 10; б - 20; 7 - 40; 8 - 60; 9-100

Рис. 1.24. Кривые образования гидратов для смесей СН, и С02. Содержание

Метан

Гидраты не образуются


СО, (в %):

1 - 12,5; 2 - 28; 3 - 32; 4 - 60; 5 - 100

В присутствии сероводорода температура гидратообразования углеводородных газов значительно повышается. Чем больше сероводорода в газе, тем выше равновесная температура и ниже равновесное давление гидратообразования углеводородного газа. Например, из рис. 1.23 видно, что при давлении 5 МПа для чистого метана температура образования гидратов составляет 6 “С, а при 2 %-ном содержании H2S она достигает 10 °С. Влияние С02 на образование гидратов углеводородных газов показано на рис. 1.24.

Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую температуру образования гидратов. Например, в природном газе с относительной плотностью 0.6 отсутствует азот, гидраты образуются при температуре 10 °С и давлении 3,4 МПа, если же в газе содержится 18 % азота, равновесное давление гидратообразования снижается до 3 МПа.

Для образования гидратов в жидких углеводородах по сравнению с газообразными (рис. 1.25, кривые 1 и 3) требу-

5

eS

S

с*

s

s

0,194

1,21410

0,239

1,26998

0,284

1,32843

0,329

1,38958

0,195

1,21531

0,240

1,27125

0,285

1,32976

0,330

1,39097

0,196

1,21633

0,241

1,27232

0,286

1,33109

0,331

1,39236

0,107

1,21774

0,242

1,27379

0,287

1,33242

0,332

1,39375

0,198

1,21896

0,243

1,27507

0,288

1,33376

0,333

1,39515

0,199

1,22018

0,244

1,27634

0,289

1,33509

0,334

1,39654

0,200

1,22140

0,245

1,27762

0,290

1,33643

0,335

1,39794

0,201

1,22262

0,246

1,27890

0,291

1,33776

0,336

1,39934

0,202

1,22385

0,247

1,28018

0,292

1,33910

0,337

1,40074

0,203

1,22507

0,248

1,28146

0,293

1,34044

0,338

1,40214

0,204

1,22630

0,249

1,28274

0,294

1,34178

0,339

1,40354

0,205

1,22733

0,250

1,28403

0,295

1,34313

0,340

1,40495

0,206

1,22875

0,251

1,28531

0,296

1,34447

0,341

1,40635

0,207

1,22998

0,252

1,28660

0,297

1,34582

0,342

1,40776

0,208

1,23121

0,253

1,28788

0,298

1,34716

0,343

1,40917

0,209

1,23244

0,254

1,28917

0,299

1,34851

0,344

1,41058

0,210

1,23368

0,255

1,29046

0,300

1,34986

0,345

1,41199

0,211

1,23491

0,256

1,29175

0,301

1,35121

0,346

1,41340

0,212

1,23615

0,257

1,29305

0,302

1,35256

0,347

1,41482

0,213

1,23738

0,258

1,29434

0,303

1,35391

0,348

1,41623

0,214

1,23862

0,259

1,29563

0,304

1,35527

0,349

1,41764

0,215

1,23986

0,260

1,29693

0,305

1,35663

0,350

1,41907

0,216

1,24110

0,261

1,29823

0,306

1,35798

0,351

1,42049

0,217

1,24234

^0,262

1,29953

0,307

1,35934

0,352

1,42191

0,218

1,24359

0,263

1,30083

0,308

1,36070

0,353

1,42333

0,219

1,24483

0,264

1,30213

0,309

1,36206

0,354

1,42476

0,220

1,24608

0,265

1,30343

0,310

1,36343

0,355

1,42618

0,221

1,24732

0,266

1,30474

0,311

1,36479

0,356

1,42761

0,222

1,24857

0,267

1,30604

0,312

1,36615

0,357

1,42904

0,223

1,24982

0,268

1,30735

0,313

1,36752

0,358

1,43047

0,224

1,25107

0,269

1,30866

0,314

1,36889

0,359

1,43190

0,225

1,25232

0,270

1,30996

0,315

1,37022

0,360

1,43333

0,226

1,25358

0,271

1,31128

0,316

1,37163

0,361

1,43476

0,227

1,25483

0,272

1,31259

0,317

1,37300

0,362

1,43620

0,228

1,25609

0,273

1,31390

0,318

1,37438

0,363

1,43764

0,229

1,25734

0,274

1,31521

0,319

1,37575

0,364

1,43907

0,230

1,25860

0,275

1,31653

0,320

1,37713

0,365

1,44051

0,231

1,25986

0,276

1,31785

0,321

1,37851

0,366

1,44196

0,232

1,26112

0,277

1,31917

0,322

1,37988

0,367

1,44340

0,233

1,26238

0,278

1,32049

0,323

1,38127

0,368

1,44484

0,234

1,26364

0,279

1,32181

0,324

1,38265

0,369

1,44629

0,235

1,26491

0,280

1,32313

0,325

1,38403

0,370

1,44773

0,236

1,26617

0,281

1,32445

0,326

1,38542

0,371

1,44918

0,237

1,26744

0,282

1,32578

0,327

1,38680

0,372

1,45063

0,238

1,26871

0,283

1,32711

0,328

1,38819

0,373

1,45208

S

s

s

e-*'

s

cs

0,374

1,45354

0,419

1,52044

0.464

1,5904

0,509

1,6636

0,375

1,45499

0,420

1,52196

0,465

1,5930

0,510

1,6653

0,376

1,45645

0,421

1,52348

0,466

1,5936

0,511

1,6670

0,377

1,45790

0,422

1,52501

0,467

1,5952

0,512

1,6686

0,378

1,45936

0,423

1,52653

0,468

1,5968

0,513

1,6703

0,379

1,46082

0,424

1,52806

0,469

1,5984

0,514

1,6720

0,380

1,46228

0,425

1,52959

0,470

1,6000

0,515

1,6736

0,381

1,46375

0,426

1,53112

0,471

1,6016

0,516

1,6753

0,382

1,46521

0,427

1,53265

0,472

1,6032

0,517

1,6770

0,383

1,46768

0,428

1,53419

0,473

1,6048

0,518

1,6787

0,384

1,46815

0,429

1,53572

0,474

1,6064

0,519

1,6803

0,385

1,46961

0,430

1,53726

0,475

1,6080

0,520

1,6820

0,386

1,47108

0,431

1,53880

0,476

1,6096

0,521

1,6837

0,387

1,47256

0,432

1,54034

0,477

1,6112

0,522

1,6854

0,388

1,47403

0,433

1,54188

0,478

1,6128

0,523

1,6871

0,389

1,47550

0,434

1,54340

0,479

1,6145

0,524

1,6888

0,390

1,47698

0,435

1,54496

0,480

1,6161

0,525

1,6905

0,391

1,47846

0,436

1,54651

0,481

1,6177

0,526

1,6922

0,392

1,47994

0,437

1,54806

0,482

1,6193

0,527

1,6938

0,393

1,48142

0,438

1,54960

0,483

1,6209

0,528

1,6955

0,394

i, 48290

0,439

1,55116

0,484

1,6226

0,529

1,6972

0,395

1,48438

0,440

1,55271

0,485

1,6242

0,530

1,6989

0,396

1,48587

0,441

1,55426

0,486

1,6258

0,531

1,7006

0,397

1,48736

0,442

1,55582

0,487

1,6274

0,532

1,7023

0,398

1,48884

0,443

1,55737

0,488

1,6291

0,533

1,7040

0,399

1,49033

0,444

1,55893

0,489

1,6307

0,534

1,7057

0,400

1,49182

0,445

1,56049

0,490

1,6323

0,535

1,7074

0,401

1,49332

0,446

1,56205

0,491

1,6339

0,536

1,7092

0,402

1,49481

0,447

1,56361

0,492

1,6356

0,537

1,7109

0,403

1,49631

0,448

1,56518

0,493

1,6372

0,538

1,7126

0,404

1,49780

0,449

1,56674

0,494

1,6389

0,539

1,7143

0,405

1,49930

0,450

1,56831

0,495

1,6405

0,540

1,7160

0,406

1,50080

0,451

1,56991

0,496

1,6421

0,541

1,7177

0,407

1,50238

0,452

1,5715

0,497

1,6438

0,542

1,7194

0,408

1,50381

0,453

1,5730

0,498

1,6454

0,543

1,7212

0,409

1,50531

0,454

1,5746

0,499

1,6471

0,544

1,7229

0,410

1,50682

0,455

1,5762

0,500

1,6487

0,545

1,7246

0,411

1,50833

0,456

1,5778

0,501

1,6504

0,546

1,7263

0,412

1,50983

0,457

1,5793

0,502

1,6520

0,547

1,7281

0,413

1,51135

0,458

1,5809

0,503

1,6537

0,548

1,7298

0,414

1,51286

-0,459

1,5825

0,504

1,6553

0,549

1,7315

0,415

1,51437

0,460

1,5841

0,505

1,6570

0,550

1,7333

0,416

1,51589

0,461

1,5857

0,506

1,6586

0,551

1,7350

0,417

1,51740

0,462

1,5872

0,507

1,6603

0,552

1,7367

0,418

1,51892

0,463

1,5888

0,508

1,6620

0,553

1,7385

2.5. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Наличие в газах большого количества тяжелых углеводородов и кислых компонентов, освоение месторождений природных газов, находящихся в районах Крайнего Севера, а также необходимость высоких темпов приращения объемов добычи газа создали объективные предпосылки для научно-технического прогресса в газовой промышленности. Из основных результатов НТП можно указать разработку и внедрение:

отраслевых стандартов и технических условий, регламентирующих показатели качества продукции;

типовых технологических схем подготовки газа к транспорту; унифицированного блочно-комплектного оборудования большой единичной мощности;

стабилизации газового конденсата с применением колонного оборудования и полной утилизацией газов выветривания и де-этанизации;

усовершенствованных методов расчета технологических процессов и схем с использованием ЭВМ и персональных компьютеров;

установок комплексной подготовки газа мощностью до 30 млрд. м.л/год;

газопромысловых комплексов с завершенным технологическим циклом, включающим извлечение из газов воды, тяжелых углеводородов, производство моторных топлив, сжиженных газов, обезвреживание промстоков и т.д.

Однако, несмотря на перечисленные достижения, имеется ряд недостатков в области первичной переработки природных газов. Наиболее серьезный из них - низкая глубина извлечения тяжелых компонентов из газов и, следовательно, неквалифицированное использование ресурсов углеводородного сырья. Этот вопрос рассмотрим на примере крупнейших газоконденсатных месторождений (ГКМ).

Оренбургское ГКМ. Из эксплуатируемых газоконденсатных месторождений только на Оренбургском частично решен вопрос об извлечении этана из газа, и то в связи с необходимостью выделения гелия из газа. Глубина извлечения этана из газа в качестве товарного продукта составляет около 10 % от его потенциального содержания в сырье. Безусловно, этот показатель не может считаться удовлетворительным.

Выход пронан-бутановой фракции в товарную продукцию по Оренбургскому комплексу составляет 34-35 %, что также недостаточно.

Вуктыльское ГКМ. На стадии проектирования не предусмотрено выделение этана из газа, хотя по концентрации этана в исходном газе (~9 %) это месторождение является уникальным. Газ Вуктыльского ГКМ отличается также большим содержанием пропана и более тяжелых углеводородов.

За период эксплуатации потери (в результате неквалифицированного использования) этана с товарным газом составили свыше 40 млн. т. Извлечение из этого количества этана хотя бы половины и использование его в качестве пиролизного сырья высвободило бы для народного хозяйства около 55 млн. т бензина. На Вуктыльском комплексе исключительно низка также степень выхода в товарную жидкую продукцию пропана и бутанов. Около 80 % пропан-бутановой смеси (от потенциального содержания в сырье) в составе товарного газа подано в магистральный газопровод.

Уренгойское ГКМ. Технологическая схема комплекса обеспечивает выход пропана и бутанов в широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) в количестве соответственно 30 и 60 % от их содержания в сырьевом газе. Вследствие этого более половины ресурсов этих углеводородов остается в товарном газе, т.е. используется как топливо. Извлечение этана из газа в качестве целевого продукта не производится. Этот вопрос частично будет решен только с вводом ГХК.

Из-за низкой степени извлечения тяжелых углеводородов из газа за весь период эксплуатации будет неквалифицированно использовано 176 млн. т этана, свыше 75 млн. т пропана и бутанов.

Ямбургское ГКМ. Выход пропанов и бутанов в жидкую товарную продукцию (ШФЛУ) по проекту составляет 40 и 67 % соответственно. Здесь также не предусмотрено извлечение этана в качестве товарного продукта. При эксплуатации технологических установок а нроектном режиме к концу разработки месторождения в качестве топлива в составе товарного газа будет использовано 74,1 млн. т этана, 21,3 млн. т пропана и

11,6 млн. т бутанов.

Оценка технического уровня обработки газа за рубежом. В настоящее время США, Канада, Франция, ФРГ, Англия и ряд других стран имеют передовую технологию и технику обработки природных и нефтяных газов. В большинстве своем технический уровень технологических процессов в этих странах близок, а отличия не носят принципиального характера. Это объясняется высокой степенью интеграции в области техники и технологии. Основное отличие газоперерабатывающих установок состоит в аппаратурном оформлении.

Рис. 1.25. Образование гидратов в газообразном и жидком пропане.

Зоны:

О

273    274 275 276 271    278    Г, К


I    — газообразный пропан + вода;

II    — гидрат + газообразный

пропан; III — жидкий пропан + вода:    IV — гидрат + жидкий

пропан

ются более высокое давление и более низкие температуры. Кривая 2 характеризует упругость насыщенных паров пропана. Выше нее пропан находится в жидком, а ниже — в газообразном состояниях. Например, при температуре 3.8 °С для образования гидрата в газообразном пропане требуется давление 0,46 МПа, в жидком — более 3 МПа.

В отличие от природных газов выделение гидратов в жидких углеводородных газах сопровождается увеличением давления системы (в замкнутом объеме). Кроме того, как и в природных газах, в этом случае выделяется теплота, в результате чего повышается температура системы. Поскольку объем остается постоянным, с увеличением температуры в системе растет и давление.

Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопровождается уменьшением объема и, следовательно, понижением давления. Образование гидратов в жидких углеводородах идет несравнимо медленнее, чем в газообразных. Чтобы начался этот процесс, требуется выдержать систему при соответствующих условиях в течение некоторого времени. Однако при отрицательных температурах после появления мелких кристалликов льда гидраты начинают образовываться значительно быстрее.

1.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ЗАЛЕЖИ ПО СОСТАВУ ГАЗА

В 1966 г. был предложен способ определения типа залежи по первой пробуренной скважине, состоящий в отборе проб п анализе газа из газовой части залежи с последующим сопоставлением полученных результатов анализа по значению

¦ оотношения г-С4/л-С4. Для газовых месторождений i-С4/ п с:4> 1 и находится в пределах от 1Д до 1,4, т.е. 1,1 <

У-С4/л-С4< < 1,4. Для газоконденсатных месторождений I С4/л-С4 ~ 1,1 и находится в пределах 0,9 до 1,1, т.е. 0,9 <

•    /-С4/л-С4 < 1,1. Для газонефтяных и газоконденсатно-неф-I я пых месторождений *-С4/л-С4 < 1 и находится в пределах

•    •г 0,5 до 0,9, т.е. 0,5 < < z'-C4/n-C4< 0,9. Точность метода в пределах 0,5 %.

Развитие этого способа [7] в дальнейшем было направлено мм использование методов математической статистики. Было ммявлено, что наиболее четкое деление на типы залежей наблюдается при использовании в качестве признака сочетании

Z = А + В,    11.49)

гдв

Л = С23; В = (С, + С2 + С3 + С4)/С5+,    (1.50)

|Д|‘СЬ С,, Cj, Сз, С4 и    — мольные проценты (доли) СН4,

< l(ir С3Н8,    С4Н10 и С5Н12+ соответственно в составе

пластовой смеси. При Z > 450 месторождение относится к I I эовым, при 80 < Z < 450 — к газоконденсатным без нефтяной оторочки. В интервале 60 < Z < 80 — газоконденсатные месторождения имеют маленькую нефтяную или конденсатную оторочку (непромышленного значения или рассеянную по пласту нефть). При 15 < Z < 60 месторождения относятся к газоконденсатным с нефтяной оторочкой (промышленного значения). При этом чем меньше 1 качение Z, тем больше размеры оторочки. При 7 < Z < 15 месторождения относятся к нефтегазоконденсатным и при / < 7 — к нефтяным. В интервале 2,5 < Z < 7 расположены месторождения легкой нефти. При малых значениях Z (близ-м1ч или меньше единицы) располагаются месторождения с 1м.и:оковязкими тяжелыми нефтями.

Таким образом, по данным исследований проб газа из

es


es


cs


5


S


s


S


1,8203 1,8221 1,8239 1,8258 1,8276

1,8294 1,8313 1,8331 1,8349 1,8368

1,8386 1,8404 1,8423 1,8441 1,8460

1,8473 1,8497 1,8515 1,8534 1,8552

1,8571 1,8589 1,8608 1,8836 1,8645

1,8664 1,8682 1,8701 1,8720 1,8739

1,8757

1,8776

1,8795

1,8814

1,8833

1,8851 1,8870 1,8889 1,8908 1,8927

1,8946 1,8963 1,8984 1,9003 1,9022


0,644

0,645

0,646

0,647

0,648

0,649

0,650

0,651

0,652

0,653

0,654

0,655

0,656

0,657

0,658

0,659

0,660

0,661

0,662

0,663

0,664

0,665

0,666

0,667

0,668

0,669

0,670

0,671

0,672

0,673

0,674

0,675

0,676

0,677

0,678

0,679

0,680

0,681

0,682

0,683

0,684

0,685

0.686

0,687

0,688


1,7402 1,7410 1,7437 1,7454 1,7472

1,7489 1,7507 1,7524 1,7542 1,7559

1,7577 1,7594 1,7612 1,7638 1,7647

1,7665

1,7683

1,7700

1,7718

1,7736

1,7754

1,7771

1,7784

1,7807

1,7825

1,7843 1,7860 1,7870 1,7896 1,7914

1,7932

1,7950

1,7968

1,7986

1,8004

1,8022

1,8040

1,8058

1,8076

1,8094

1,8112

1,8130

1,8148

1,8167

1,8185


0,599

0,600

0,601

0,602

0,603

0,604

0,605

0,606

0,607

0,608

0,609

0,610

0,611

0,612

0,613

0,614

0,615

0,616

0,617

0,618

0,619

0,620

0,621

0,622

0,623

0,624

0,625

0,626

0,627

0,628

0,629

0,630

0,631

0,632

0,633

0,634

0,635

0,636

0,637

0,638

0,639

0,640

0,641

0,642

0,643


0,689

0,690

0,691

0,692

0,693

0,694

0,695

0,696

0,697

0,698

0,699

0,700

0,701

0,702

0,703

0,704

0,705

0,706

0,707

0,708

0,709

0,710

0,711

0,712

0,713

0,714

0,715

0,716

0,717

0,718

0,719

0,720

0,721

0,722

0,723

0,724

0,725

0,726

0,727

0,728

0,729

0,730

0,731

0,732

0,733


0,554

0,555

0,556

0,557

0,558

0,559

0,560

0,561

0,562

0,563

0,564

0,565

0,566

0,567

0,568

0,569

0,570

0,571

0,572

0,573

0,574

0,575

0,576

0,577

0,578

0,579

0,580

0,581

0,582

0,583

0,584

0,585

0,586

0,587

0,588

0,589

0,590

0,591

0,592

0,593

0,594

0,595

0,596

0,597

0,598


1,9041

1,9060

1,9079

1,9098

1,9117

1,9136

1,9155

1,9175

1,9194

1,9213

1,9232

1,9251

1,9271

1,9290

1,9309

1,9329

1,9348

1,9367

1,9387

1,9406

1,9425 1,9445 1,9464 1,9484 1,9503

1,9523 1,9542 1,9562 1,9581 1,9601

1,9621 1,9640 1,9660 1,9680 1,9699

1,9719 1,9739 1,9759 1,9778 1,9798

1,9818

1,9838

1,9858

1,9877

1,9897


1,9917

1,9937

1,9957

1,9977

1,9997

2,0017

2,0037

2,0057

2,0077

2,0097

2,0117

2,0138

2,0158

2,0178

2,0198

2,0218

2,0238

2,0259

2,0279

2,0299

2,0320

2,0340

2,0360

2,0381

2,0401

2,0421

2,0442

2,0462

2,0483

2,0503

2,0524

2,0544

2,0565

2,0585

2,0606

2,0627

2,0647

2,0668

2,0689

2,0709

2,0730

2,0751

2,0772

2,0792

2,0813


0,869

0,870

0,871

0,872

0,873

0,874

0,875

0.876

0.877

0,878

0,879

0,880

0,881

0,882

0,883

0,884

0,885

0,886

0,887

0,888

0,889

0,890

0.891

0,892

0,893

0,894

0,895

0,896

0,897

0,898

0,899

0,900

0,901

0,902

0,903

0,904

0,905

0,906

0,907

0,908

0,909

0,910

0,911

0,912

0,913


0,824

0,825

0,826

0,827

0,828

0,829

0,830

0,831

0,832

0,833

0,834

0,835

0,836

0,837

0,838

0,839

0,840

0,841

0,842

0,843

0,844

0,845

0,846

0,847

0,848

0,849

0,850

0,851

0,852

0,853

0,854

0,855

0,856

0,857

0,858

0,859

0,860

0,861

0,862

0,863

0,864

0,865

0,866

0,867

0,868


0,779

0,780

0,781

0,782

0,783

0,784

0,785

0,786

0,787

0,788

0,789

0,790

0,791

0,792

0,793

0,794

0,795

0,796

0,797

0,798

0,799

0,800

0,801

0,802

0,803

0,804

0,805

0,806

0,807

0,808

0,809

0,810

0,811

0,812

0,813

0,814

0,815

0,816

0,817

0,818

0,819

0,820

0,821

0,822

0,823


2,0834

2,0855

2,0876

2,0897

2,0917

2,0938

2,0959

2,0980

2,1001

2,1022

2,1043

2,1064

2,1085

2,1107

2,1128

2,1149

2,1170

2,1191

2,1212

2,1234

2,1255

2,1276

2,1297

2,1319

2,1340

2,1361

2,1383

2,1404

2,1426

2,1447

2,1468 2,1490 2,1511 2,1533 2,1555

2,1576

2,1598

2,1619

2,1641

2,1663

2,1684

2,1706

2,1728

2,1749

2,1771


2,1793

2,1815

2,1837

2,1858

2,1880

2,1902

2,1924

2,1946

2,1968

2,1990

2,2012

2,2034

2,2056

2,2078

2,2100

2,2122

2,2144

2,2167

2,2189

2,2211

2,2233

2,2255

2,2278

2,2300

2,2322

2,2345

2,2367

2,2389

2,2412

2,2434

2,2457

2,2479

2,2502

2,2524

2,2547

2,2569

2,2592

2,2614

2,2637

2,2660

2,2682

2,2705

2,2728

2,2750

2,2773


2,2796

2,2819

2,2842

2,2864

2,2887

2,2910

2,2933

2,2956

2,2979

2,3002

2,3035

2,3048

2,3071

2,3094

2,3117

2,3141

2,3164

2,3187

2,3210

2,3233

2,3257

2,3280

2,3303

2,3326

2,3350

2,3373

2,3396

2,3420

2,3443

2,3467

2,3490

2,3514

2,3537

2,3561

2,3584

2,3608

2,3632

2,3655

2,3679

2,3703

2,3726

2,3750

2,3774

2,3798

2,3821


Следует отметить, что в США и Канаде газы не делят на природные и нефтяные. Используется единый термин “natural gas”. Нет четкого деления также на промысловые и заводские установки. Часто все установки называют заводом.

Большое значение придается комплексному использованию ресурсов природных газов. Этим и объясняется глубокое извлечение из газов этана, пропана и бутанов. Степень извлечения конденсата (С5+) из газа составляет 90-99,9 %.

Известно, что последние годы характеризуются уменьшением объема добычи природных и нефтяных газов. Несмотря на это, общее количество производимых жидких углеводородов находится на достаточно высоким уровне, что объясняется поддержанием высокой степени извлечения целевых компонентов из газов. Средний выход жидких углеводородов (С) на ГПЗ США составил в 1972 г. - 100 г/м3, в 1975 г. -113 г/м3. В восьмидесятые и девяностые годы за счет внедрения новых технических решений выход фракции С2+ был доведен до 126 г/м3. Это позволило сохранить годовое производство жидких углеводородов на уровне не менее 50 млн. т, несмотря на уменьшение объема перерабатываемого газа.

Производство этана на ГПЗ США составляет более 4 млн. т/год. Основное количество этана используется как пиролизное сырье. Для этой цели используется также часть пропана и бутанов.

К настоящему времени в США наметилась тенденция использовать в качестве пиролизного сырья смеси этана и нефтяных фракций. Это требует реконструкции пиролизных печей, благодаря чему достигается гибкость производства. Аналогичные установки строятся и в других странах.

Обобщение материалов технической литературы показывает, что для первичной переработки природных газов применяются те же принципы, что и в РФ и странах СНГ. Отличия заключаются в следующем:

сроки ввода в эксплуатацию газоперерабатывающих установок и заводов за рубежом значительно короче: от начала проектирования до освоения мощностей проходит 2-3 года;

газоперерабатывающие заводы отличаются меньшей численностью обслуживающего персонала, что связано с высоким профессионализмом рабочих, уровнем автоматизации и минимальным количеством управленческих кадров;

пластовая продукция большинства месторождений характеризуется повышенным содержанием этана и более тяжелых углеводородов; это также является одним из основных факторов, обусловливающих глубокую переработку газов;

отсутствуют общие нормы на точки росы газа по воде и углеводородам. Установлены более жесткие нормы на содержание сернистых соединений в газе: H2S не более 5,7 мг/м3. (В СССР этот показатель но ОСТ 51.40-83 был установлен не более 20 мг/м3, в новом ОСТ 51.40-93 - 7 мг/м3.);

широкое применение находят малогабаритные технологические установки, более половины которых имеют мощность по сырью до 300 млн. м3 в год. Такое положение объясняется общим характером переработки газов, независимо от объемов добычи, с целью квалифицированного использования их ресурсов. Это в первую очередь связано с большой концентрацией в газе этана, пропана и бутанов и рыночным отношением к производству;

для поддержания рентабельности технологических установок проводится их реконструкция. При этом наиболее широко осуществляется переход на более низкие изотермы конденсации, преимущественно с использованием турбодетандерных агрегатов;

выдается огромное количество патентов на новые процессы, большинство из которых носит рекламный характер и не находит применения.

2.6. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Обобщение опыта эксплуатации систем сбора и обработки газа позволяет рассматривать внутрииромысловые газопроводы (ВПГ), установки комплексной подготовки газа (УКПГ), газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), дожимные компрессорные станции (ДКС) и т.д. как отдельные элементы Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Следовательно, надежность и высо-коэффективность работы ЕСГ может быть обеспечена только при выборе оптимальных технических решений по ВПГ, УКПГ, ГПЗ, ДКС и т.д. как в отдельности, так и во взаимо-увязке между собой.

Несмотря на* это, по сложившейся практике до последнего десятилетия основное внимание при обработке газа уделялось газоперерабатывающему заводу: было разработано и внедрено множество приборов и систем управления технологическими процессами ГПЗ.

В то же время во многих случаях работа ГПЗ рассматривалась без достаточного учета всех факторов, имеющих место на объектах промысловой обработки (изменение состава сырья в зависимости от снижения пластового давления, режима работы

скважин в период разведки имеется возможность судить о типе залежи, наличии и примерных размерах нефтяной оторочки, наличии контактирующих с газовой шапкой нефтяных пластов и свойствах нефти.

В дальнейшем при решении задач распознавания образцов о типах залежей пришли к выводу, что наиболее удобно применять метод главных компонентов, т.е. вводится понятие фактора Z (главный компонент), представляющего собой линейную комбинацию "независимых" переменных

zj='Zaiix 1-    (151)

1=1

где i,j = 1, 2, ..., п. Главный компонент имеет наибольшее влияние на исследуемые переменные величины.

При распознавании образцов методом главных компонентов достаточно иметь два компонента, которые содержат подавляющую долю общей дисперсии. Выделив эти два компонента, можно рассчитать их для объектов различных типов и по группируемости точек классифицировать исследуемые области.

В результате расчетов главных компонентов Z, и Z2 для 95 газоконденсатных месторождений [8] оказалось, что

z _ 0. 88С5+ + 0, 99С, / С5+ + 0, 97С2 / С3 + 0, 99F    ^

1    3,71

^    0,79С5+ + 0, 98Cj /С5+ + 0,95С23 + 0. 99F    м CQ1

—    I    (1'ЭО)

3,71

где

F = (С2 + С3 + С,)/С5+.    (1.54)

Результаты расчетов представлены в виде графика (рис. 1.26).

При Z1 и Z2 > 21 — месторождения чисто газоконденсатные. В областях 17 < Z, < 21 и 17 < Z2 < 20,5 расположены месторождения с незначительной нефтяной оторочкой. При Zl и Z2 < 17 — месторождения с нефтяной оторочкой.

Для определения типов углеводородных месторождений можно пользоваться в табл. 1.8.

Рис. 1.26. Распределение газоконденсатных месторождений на группы по методу главных компонентов [Zv 2^). Газоконденсатные месторождения:

I - без нефтяной оторочки; 2 — с незначительной нефтяной оторочкой; 3 — с нефтяной оторочкой; 4 — нефтяной пласт

ТАБЛИЦА 1.8

Определение типов углеводородных месторождений

Место

Пределы изменения параметров

-

рождение

С,

С2

с,

С4

Oi + R

\ 1ефтяное

1,3 -2,6

0,5-14

0,5-10,5

0,7-5,5

45-89

Легкой

21-40

3,1-17,5

1,4-11,3

1,5-5,4

24-60

нефти

Нофтега-

30-60

2-22

0,5-11,1

0,5-4,6

6,7-29

кжонден-< лтное Газокон

67-94

1,0-11,2

О

О)

1

о

о

0,3-3,4

1,0-6,9

денсатное

г нефтяной оторочкой Газокон

85-95

1,3-6,9

0,05-2,1

0,3-35

0,4-1,45

денсатное

1азовое

1—1—

97 и более

0,1-3,2

0,03-0,15

0,005 - 0,5

0,002 - 0,2

S

с*

S

es

S

«5

S

c*S

0,914

2,4943

0,93)

2,5574

0,964

2,6222

0,989

2,6885

0,915

2,4968

0,94)

2,5600

0,965

2,6248

0,990

2,6912

0,916

2,4993

0,941

2,5625

0,966

2,6274

0,991

2,6939

0,917

2,5018

0,942

2,5651

0,967

2,6300

0,992

2,6966

0,918

2,5043

0,913

2,5677

0,968

2,6327

0,993

2,0993

0,919

2,5068

0,944

2,5702

0,969

2,6353

0,994

2,7020

0,92С

2,5093

0,945

2,5728

0,970

2,6379

0,995

2,7047

0.921

2,5118

0,916

2,5754

0,971

2,6406

0,996

2,7074

0,922

2,5143

0,917

2,5780

0,972

2,6432

0,997

2,7101

0,923

2,5168

0,918

2,5805

0,973

2,6459

0,998

2,7129

0,924

2,5193

0,949

2,5831

0,974

2,6485

0,999

2,7156

С,925

2,5219

0,950

2,5857

0,975

2,6512

1,000

2,7183

С,926

2,5244

0,951

2,5883

0,976

2,6538

0,92"

2,5269

0,952

2,5909

0,977

2,6565

0,928

2,5294

0,953

2,5935

0,978

2,6591

С,929

2,5330

0,954

2,5961

0,979

2,6618

С,930

2,5345

0,955

2,5987

0,980

2,6645

0,931

2,5370

0,956

2,6013

0,981

2,6671

0,932

2,5396

0,957

2,6039

0,982

2,6698

С, 933

2,5421

0.958

2,6055

0,983

2,6725

С,934

[2,54^7

0.959

2,6091

0,984

2,6751

С, 935

2,5472

Э.950

2,6117

0,985

2,6778

0,936

2,5498

0,961

2,6143

0,986

2,13805

0,93"

2,5523

0,962

2,6169

0,987

2,6832

0,938

ь2,5549

0,963

2,6195

0,988

2,6859

Рассчитываем пс формуле (II 1.6) ориентировочное значение S

с-пгтк °>57-2000 л

’    0,793    300    -°’Ы-

По табл. III.3 находим е5 = 1,17 821.

ор

По формуле (I1L&) определяем ориентировочное значение давления 1в хгс/см*^

р3- ор = 180 1,17 821 =212,U

Находим среднее зрк=нтнровочное давление (в кгс/см2)

Рср. <*р = (Ру + Рз.ор)/2 = (180 -j- 212,1);2 = 196,05.

Рассчитываем приведенное давление

Рпр, ср. ор = 196,05/47,5 = 4,1о.

Р,

4,13 I 7Пр = 1,5 находим по рис. 11.7 zc^ 0,790.

пр


По формуле ((1.1.6} рассчитываем 5' для z

ср‘

5 = 0,03415 -0,57 2000/0,790*300 = 0,165.

По табл. 11 [. 3. е = 1.1 7939. Находим по формуле (III.5)

р3 = 180* 1,17939 =212,3 кгс/см2.

Сравнивая полученное РСр = (212,3 + 180)/2 = 196,2 с принятым ранее Рср/ор” == 196,05, видим, что значения = 0,793 в оСоих случаях совпадают и абсолютное статическое забойное дувление можно принять равным р3 = 212,3 кгс/см2.

В тех случаях, когда осреднение давления и коэффициента сверхсжимаемости нежелательно, статическое забойное давление определяют по формуле

Рз =/jy-f 0,03415    (III.7)

1 ср

где

^з. пр    *у.    пр

= 1 Ру= 1 7^Лр"!'' '8)

Рз


0,2 0,2

Для определения р3 по формуле (III.7) следует:

1)    одним из описанных d п. II.3 способов найти приведенные устьевое давление рУш Пр И температуру ТПр.ср;

2)    по табл. III.4 или III.5 для полученных ру.пр и Гпр.ср найти ру;

3)    рассчитать 0,03415    ;

ср

4)    по уравнению (II 1.7) определить р3;

5)    по табл. 111.4 или III.5 найти приведенное забойное давление р Пр»

соответствующее полученным р3 и Тпр. Cpi

6)    умножив р3. пр на ркр, определить забойное давление в остановленной скважине

Рз — Рз. гр Ркр-

Пример. Вычислить статическое забойное давление в газовой скважине, если: L = 1765 м; р = 0.$ ру = 161,7 кгс/см2; /ср = 47 °С.

По рис. II.2 опэеде^-.яем = 47,2 кгс/см2 и Tvry = 199 К.

kj    кр

Рассчитываем по формулам (11.15)

Ру. пр = 161,7/42,7 =3,426;

7’пр. ср = (47+ 273)/199 = 1,61.

По табл. II 1.4 для этих значений Рур и ^пр. ср

ру. пр

^Рпр — 2,629j

f


^Рпр


0.2

0,03415pL/rcp = 0,03415 0,6-1765/(47 + 273) =0,113.

По уравнению (III.7)

з. пр

I


2 dpn?= 2,629 + 0,113 = 2,742.

Р пр

0,2


По табл. 111.4 этой величине при 7'Пр = 1,61 соответствует Пр = 3,918. Отсюда статическое давление на забое р3 = 3.918*47,2 = 184,9 кгс/см2.

Рис. 2.5. Принципиальная технологическая схема Учкырского промыслового комплекса:

БРА - блок регенерации абсорбента (амина); ПХУ - пропановая холодильная установка; БРГ - блок регенерации гликоля; 1 - сырьевой газ; II - очищенный от H2S газ; III - газ на Мубарекский ГПЗ; IV - нестабильный конденсат

УКПГ; низкая эффективность работы оборудования; применение различных ингибиторов для борьбы с коррозией, гидрато-образованием, солеотложением; интенсификация добычи пластовой продукции и т.д.) Это приводило к снижению техникоэкономических показателей работы заводских установок как за счет нарушения их режима (давление, температура, наличие в сырье ингредиентов), так и в связи с недогрузкой, а в ряде случаев и перегрузкой оборудования ГПЗ.

Рассмотрим процессы промысловой обработки. В настоящее время основными задачами промысловой обработки продукции ГКМ становится не только обеспечение надежности эксплуатации ЕСГ, но и квалифицированное использование отдельных углеводородов (пропана, бутанов, конденсата и т.д.). Решение этих задач привело к тому, что показатели установок подготовки газа на промыслах по своей сложности и энергоемкости в ряде случаев приблизились к аналогичным показателям ГПЗ. То же касается процессов первичной переработки газа и нестабильного конденсата. Для иллюстрации этого положения рассмотрим схему нескольких промыслов.

Учкырское ГКМ. На промысле применяются процессы аминовой очистки газа от сероводорода, его низкотемпературной сепарации с использованием искусственного холода и осушки гликолем путем прямоточного контактирования (рис. 2.5). Следовательно, на промысле осуществляются также регенерация растворов амина и ДЭГа, а также обезвреживание различных жидких промстоков и отходящих газов.

Рис. 2.6. Принципиальная технологическая схема Шуртанского промыслового

комплекса:

УСК ~ установка стабилизации конденсата; БРГ - блок регенерации гликоля; БРА - блок регенерации амина; ДКС - дожимная компрессорная станция; / - сырьевой газ; II - нестабильный конденсат; III, IV - газы деэтани-зации; V - стабильный конденсат; VI - дизтопливо; VII - компримирован-ный газ; VIII - отходящие газы; IX, X - очищенные газы; XI - отсепариро-ванный газ

Шуртанский промысловый комплекс. На промысле используются процессы низкотемпературной сепарации» абсорбционной очистки газа от сернистых соединений, аминовой очистки газов регенерации, стабилизации конденсата, переработки конденсата на моторные топлива, регенерации гликоля и т.д. (рис. 2.6). Практически схема промысла представляет собой обработку газа и конденсата по полному циклу и ничуть не проще, чем технологическая схема ряда газоперерабатывающих заводов. В принципе Шуртанский комплекс можно было бы назвать и газоперерабатывающим заводом.

Рассмотрим процессы заводской обработки газов.

Под термином “заводская обработка” подразумевается переработка газа на ГПЗ. Для этой цели применяются те же процессы первичной переработки, что и при промысловой обработке, плюс процессы вторичной переработки: получение серы, доочистка хвостовых газов, выделение тиолов, этана и гелия.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 1

1.    Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1946.

2.    Телеснин Р.В. Молекулярная физика. — М.: Высшая школа, 1965.

3.    Ермилов О.Н. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. — М.: Наука, 1996.

4.    Коротаев Ю.П., Ширковсшй А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984.

5.    Катц Д. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. — М.: Недра, 1965.

6.    Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968.

7.    Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С. А. Классификация газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по составу пластовой смеси//Газовая промышленность. — 1974. — №4.

8.    Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л. Прогнозирование существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях//Гео-логия нефти и газа. — 1974. — № 12.

9.    Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра, 1975.

10. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справ, руководство. Т. 2. — М.: Недра, 1984.

11. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справ, руководство. Т. 2. — М.: Недра, 1984.

Физические основы добычи газа  »
Библиотека »