Гидраты и как с ними бороться

Последнее сообщение
Stroncz 814 14
Мар 14

Коллеги, 

По туронской залежи (850 м TVD, 15 C, P_пл 97 атм) попадаем в режим образования гидратов (см. картинку).

У кого есть опыт борьбы с гидратами? Как и чем их можно диагностировать?

Leito2008 180 12
Апр 15 #51

Ну что же вы, право... Как все эти расчеты сделать - я и  так знаю, благо довелось поработать и в HYSYS, и в Aspen+, и в Pipesim (+Multiflash), и в PRO-2, и в PVTsim21. Ну и в ГКН - тоже. Меня интересует адекватность результатов расчета нормы дозирования чистого метанола (метанола марки А) в данных ПО. Может, кто оценивал подобные вещи...

MironovEP 2081 12
Апр 15 #52

значит я не до конца досмотрел что в пайпе можно в составе именно ингибитора задать % воды.

если не секрет, скрин можно как это сделать?

Leito2008 180 12
Апр 15 #53

В Пайпе - при использовании собственной композиционной модели флиюда (вода+метанол) в точке нагнетания (injection). Во встроенном Мультифлэше - через калькулятор ингибитора (т.е. задается фактически водный раствор метанола). Скрины делать дольше.

Eugene 554 13
Апр 15 #54

Leito2008 пишет:

Ну что же вы, право... Как все эти расчеты сделать - я и  так знаю, благо довелось поработать и в HYSYS, и в Aspen+, и в Pipesim (+Multiflash), и в PRO-2, и в PVTsim21. Ну и в ГКН - тоже. Меня интересует адекватность результатов расчета нормы дозирования чистого метанола (метанола марки А) в данных ПО. Может, кто оценивал подобные вещи...

В PVTsim 21 нельзя вводить воду в составе ингибитора. Эта возможность появилась в следующей версии - PVTsim NOVA. В PVTsim 21 можно было вводить состав добываемой воды с учетом содержания солей.

Расчеты верифицируются по опубликованным экспериментальным данным. Для PVTsim это сделано на большом наборе экспериментальных данных, включая чистые вещества, бинарные и многокомпонентные смеси, в том числе соли, ингибиторы. Например, для смеси метан, этан, пропан, бутан, NaCl и MeOH отклонение по температуре образования гидрата не превышает 1% для уравнения PR.

MironovEP 2081 12
Апр 15 #55

ок, понял. посмотрю.

Leito2008 180 12
Апр 15 #56

Т.е. правильно понимаю, что верификация заключалась в сравнении расчетов и экспериментов по температуре гидратообразования смеси УВ, спирта и соли? А как тогда задавалось количество водной фазы? Понимаете ли, гидраты в недонасыщенной водой среде вряд-ли смогут образоваться.  Все мы знаем замечательные книги по  Зотова, Алиева, Кэррола, Льюиса и остальных ученых. И там достаточно четко указаны пределы применимости в том числе уравнения ПР (особенно это касается высоких далений - более 10 МПа).

И еще - практичеки все исследования (Гаммершмидт, Нильсен, Баклин) зарубежных авторов базируются на пределах концентрации метанола 30-88 % в водном растворе. И еще - в презентации нового Мультифлэша по сравнению точности расчетов ингибитора гидратообразования  с учетом модификации СРК и СРА несколько смущает, что наибольшая приведенная на графиках концентрация метанола не более 75% масс.

Eugene 554 13
Апр 15 #57

Эксперименты как и расчеты выполнялись не в граничных условиях, т.е. количество воды достаточно для образования гидратов. Согласитесь, что смысл эксперимента при недостатке воды сомнителен, если не ставится целью определение этих граничных условий.

Есть экспериментальные данные, которые ограничены 10 МПа, но также имеются результаты и для больших давлений, например 40 МПа. В некоторых случаях отклонения для давлений выше 10 МПа по уравнению PR больше, но это не во всех случаях. Так что вопрос применимости уравнения выше 10 МПа не очевиден. Например, для смеси природного газа и 50% метанола отклонение по температуре при 35 МПа не превышает 0,1%, а целом по всему диапазону давлений 0,5%.

Концентрация метанола соответствует экспериментальным данным (в имеющихся экспериментальных данных она достигает 85% масс.), и, я полагаю, по такому же принципу выполняли работу мультифлэш. Насколько значимы бо'льшие концентрации не понятно.

Подскажите, а презентация о которой вы упоминаете общедоступная? Любопытно было бы ознакомиться.

Leito2008 180 12
Апр 15 #58

Ну так и я о чем - есть ведь определенные ограничения для применения ПР в качестве основного УС для предиктивности влияния ингибитора (метанола) на условия гидратообразования. Что касается воды - тут следует различать равновесное содержание влаги для потока одного состава и случаи смешения потоков различных составов при разных термобарических условиях (более актуально для наземного оборудования). В последнем случае имеет место быть недонасыщение водой смеси до равновесного состояния.

Насчет значимости больших концентраций - это упирается именно в концентрацию т.н. "чистого" метанола, подаваемого на промыслах (его концентрация на СПИ при прочих условиях колеблется в пределах 95-98 % масс. в водном растворе ввиду отличной гигроскопичности спирта).

Ну а презентация... Вот.

Eugene 554 13
Апр 15 #59

Вы ошибочно смешали смысл концентрации метанола и его состава. Да, состав самого ингибитора 95-98% метанола, остальное примеси, в том числе вода. Концентрация - это доля в составе продукции. Например, в PVTsim долю ингибитора можно задавать в кг ингибитора на кг добываемой воды или масс% от добываемой воды и т.п.

Т.е., например, решение задачи поиска минимального количества ингибитора при заданных PT для заданного состава газа в присутствии свободной воды будет

31.7 Weight% of produced water + inh.    при этом ингибитор 100%моль MeOH

и

32.7 Weight% of produced water + inh.    при этом ингибитор 5%моль вода и 95%моль MeOH

Leito2008 180 12
Апр 15 #60

Думаю, вы все еще немного меня недопонимаете. Концентрация метанола в потоке газа, содержащего свободную воду - это одно. А вот концентрация ингибитора, подаваемого в этот поток для предотвращения гидратообразования - это немного другое. Поставлю вопрос по-другому - добываемый газ,  содержащий воду в свободном (т.е. жидком) состоянии, и имеющий определенную Т гидратообразования - насколько адекватны расчеты эффективности ингибирования при высоких (95-98%) концентрациях метанола в составе ингибитора? При этом количество свободной воды в составе потока газа - не имеет принципиального значения.

Кстати, разработчики PVTSim мне пока на данный вопрос ответить внятно не могут. Ну по крайней мере их представительство в РФ. Кстати, с SLB, VMGSim, Aspen примерно та же ситуация.

А что касается нормативных документов - их разработчики ответили, но меня их ответ не совсем устроил.

 

Leito2008 180 12
Апр 15 #61

Ну хорошо, допустим, вы в вышеприведенном примере показываете фактически расчет для ингибитора, представляющего собой ВМР с массовой концентрацией чистого метанола от 68 до 70 %. А как быть с большими концентрациями (например, для недонасыщенного водой газа)? Меня ведь именно это в приложенной ранее презентации весьма смутило.

Eugene 554 13
Апр 15 #62

Значения для наглядности. Давайте приведу пример в других единицах.

Свободная вода задается в процентах обводненности продукции. При этом добываемый газ может и не содержать равновесную воду. Равновесное насыщение водой будет при контакте со свободной водой и зависит от условий по давлению и температуре.

1) Ингибитор 100% метанол. Его нужно будет X кг на каждый кг добываемой воды для предотвращения образования гидратов.

2) Если в составе ингибитора есть вода, т.е. ингибитор уже 5% моль воды и 95% моль метанола, то его уже нужно будет Y кг на каждый кг добываемой воды.

При этом Y > X, т.к. присутствие воды в составе ингибитора ухудшает свойства ингибитора.

Leito2008 180 12
Апр 15 #63

Вот-вот-вот, мы с вами кажется насчупали крайне интересную точку приложения ума... Итак, имеем следующую ситуацию: добываемый газ не выносит свободную воду (по разным причинам, не буду подробно на этом останавливаться), а в лучшем случае содержит растворенную влагу в газовой фазе (для упрощения - донасыщенный поток при Р и Т). В точке  подается ингибитор гидратообразования (метанол+вода в концентрации метанола С, %). Для нормирования количества подаваемого метанола (г/м3) предварительно произведен расчет на соответствующем ПО или по ВРД (СТО). А вот тут вопрос - при какой концентрации С,% количество ингибитора Х кг/сут, рассчитанное в ПО, совпадет с реальной потребностью по результатам лабораторных исследований?

Я просто пытаюсь понять, где находится интервал доверия как к существующим методикам, так и к существующим программам. То, что все они (а я сравнивал PVTSim, HYSYS, Aspen Plus, PipeSim (+MF), PRO II, Chemcad, VMGSim, Газконднефть и еще парочку внутренних программ) - с достаточной погрешностью рассчитывают температуру гидратообразования и насыщение водой - это мне известно. Проблемы начинаются как раз при ингибировании.

Eugene 554 13
Апр 15 #64

Ну так во первых, надо отделить статику и динамику.

Кубические уравнения SRK, PR и т.п. с поправками, нестандартными правилами смешивания и т.д. не имеют переменной времени(!) Этот момент многие упускают. Т.е. сколько времени надо для установления фазового равновесия по уравнению SRK, PR, не известно. А в динамике много других факторов, которые усложняют картину, в том числе такой важный процесс как перемешивание. Этого тоже нет в кубическом уравнении. Ну а отсюда и расхождение факт - расчет. 

Не знаю, что в этом плане предлагает и умеет упомянутое вами ПО для динамических расчетов. Но надо понимать, что кубическое или другое уравнение должно правильно воспроизводить термодинамику процесса. Далее, учет процесса в динамике. Предположу, что статика дает нижнюю оценку расхода ингибитора, а динамика вносит факторы ухудшающие данную оценку.

Опять таки, для примера, в PVTsim расчет парафинов есть в статике и динамике. Т.е. сначала настраиваете термодинамику образования парафинов уравнением, а потом учитываете динамику.

Leito2008 180 12
Апр 15 #65

Угу. В Хайсисе тож есть расчет парафинообразования в динамике. И вообще там есть динамический режим для например пуска-останова какой-либо установки. Что такое реальные условия ( в том числе и динамически изменяющиеся, и смешение разных потоков газа) - это я в курсе, приходилось иметь дело. Понимаете, дело в чем: при расчетах часто используют методики (в том числе и ПО) именно для установившегося режима. ОЛЬГУ не упоминаем, она стоит особняком. И на мой взгляд, основополагающим допущением многих (заметьте, я не говорю - всех) методик является именно расчет снижения равновесной температуры гидратообразования при применении ингибитора определенной концентрации (до допустим 80% масс.) в водном растворе. А на промыслах применяется ГОСТовский марки А. Ну а потом откуда-нибудь возникает изобретатель-рационализатор с предложением об использовании "недорегенерированного" метанола, или водометанольного раствора с емкостей, или метанола-сырца... Оптимизация расходов, да...

Кстати, с праздником вас! ХВ!

Страницы

Go to top