Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Загрузка...

Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним

 

Нормальная эксплуатация магистрального газопровода может быть обеспечена при качественной осушке природного газа на промысловых пунктах подготовки. Наличие влаги в газе при некачественном ее отделении часто является причиной образования газовых гидратов.

Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру. Состав гидратов выражается формулой CnH2n+2×mH2O: CH4×6H2O; C2H6×7H2O; C3H8×18H2O. Внешне гидраты напоминают кристаллы льда или мокрый спрессованный снег. Скопления гидратов в линейной части газопроводов могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

На процесс образования гидратов влияет состав транс­портируемого газа, содержание воды, давление и температура. Обязательными условиями существования гидратов является снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличии капельной влаги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.

Поскольку гидраты природных газов являются нестойкими химическими соединениями, любое отклонение от термодина­мического равновесия приводит к их распаду. Однако, если термо­динамическое равновесие сохраняется, скопления гидратов в газопроводе могут находиться длительное время. Поэтому для своевременного предупреждения образования гидратных пробок необходимо знать условия их возникновения и прогнозировать места их возможных скоплений [5,12,21].

Максимальное содержание влаги в газе на линии насыщения W определяют по графику в зависимости от давления и температуры (рис. 2.18).

 
 

Рис. 2.18. Зависимость содержания влаги в газе при различных значениях давления и температуры.

 
 

При известном значении максимального влагосодержа­ния можно определить температуру, соответствующую точке росы, которая понижается при уменьшении давления. Условия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику равновесного состояния гидратов (рис. 2.19).

Рис. 2.19. Кривые равновесного состояния гидратов природных газов

Слева от кривых – область существования гидратов, а справа – область их отсутствия. Чем выше относительная плотность газа по воздуху, тем меньше давление, при котором образуются гидраты.

Для обнаружения зоны возможного гидратообразования необходимо знать влагосодержание и плотность транспортируемого газа, а также его температуру и давление. Для заданного участка в принятых масштабах строятся кривые изменения давления 1 и температуры 2 по длине газопровода. Используя кривые влагосодержания (рис. 2.18) и равновесного состояния гидратов (рис. 2.19), на этот же график наносятся кривые точки росы 3 и равновесной температуры гидратообразования 4 (рис. 2.20).



 
 

Рис. 2.20. Положение зоны возможного образования скоплений гидратов

 

Рассмотрим в качестве примера определение зоны возможного гидратообразования в газопроводе протяженностью L.

Пусть AM – линия точки росы, которая в точке M совпадает с температурой газа в газопроводе. Так как газ на участке AM имеет температуру выше точки росы T(L)>TР(L), то он будет недонасыщенным, и следовательно в самом начале газопровода (зона I) влага выпадать не будет.

В точке M температура газа T(L) равна температуре точки росы TР(L). Это соответствует началу конденсации влаги на стенке газопровода (зона II). Однако, при снижении температуры от точки M до точки B гидраты образовываться не могут, так как температура газа в газопроводе T(L) выше равновесной температуры гидрато­образования TРГ(L).

В точке B температура газа становится равной равновесной температуре гидратообразования T(L)=TРГ(L). Следовательно, начиная с точки B, в газопроводе могут образовываться гидраты (зона III). Зона возможного гидратообразования будет распространяться до точки C, поскольку за ней температура газа становится выше равновесной температуры гидратообразования T(L)>TРГ(L) и гидраты существовать уже не могут.

Участок CE соответствует наличию капельной влаги в газе и на стенках трубопровода, так как выполняется условие T(L)<TР(L).

Для построения графиков TРГ(L) и TР(L) можно воспользоваться и эмпирическими зависимостями.

Температура, при которой газовые гидраты находятся в термодинамическом равновесии, рассчитывается из условий:

 

; (2.129)

, (2.130)

 

где P – давление газа в рассматриваемом сечении газопровода, МПа;

PГР – величина граничного давления, соответствующая критической температуре существования гидратов и равной 273 К, определяемая по формуле

 

; (2.131)

 

F0 и F1 – функции приведенной плотности газа , которые могут быть рассчитаны из соотношений

 

; (2.132)

. (2.133)

 

Приведенная плотность газа вычисляется по формуле

 

, (2.134)

 

где k – число гидратообразующих компонентов в газовой смеси;

ai – объемная доля i-го гидратообразующего компонента в исходном газе;

Di – относительная плотность i-го гидратообразующего компонента.

К гидратообразующим компонентам относятся CH4, C2H6, C3H8, C4H10, CO2 и H2S. Азот, редкие газы (аргон, гелий) и нормальные углеводороды от пентана и выше не относятся к гидратообразующим.

Температура газа, соответствующая точке росы, может быть найдена по формуле

. (2.135)

 

где W – влагосодержание насыщенного газа, г/м3.

Для определения влагосодержания насыщенного газа наиболее удобна формула Бюкачека [12]

, (2.136)

где P – давление газа, МПа;

A, B – коэффициенты, зависящие от температуры газа;

Cr – поправка на плотность газа;

CS – поправка на соленость воды.

 

В условиях магистрального газопровода значения поправок Cr и CS можно принять равными единице. Значения коэффициентов A и B могут быть представлены уравнениями

 

; (2.137)

 

. (2.138)

 

где T – температура газа в рассматриваемом сечении, К;

 

Все представленные расчетные зависимости имеют среднее квадратическое отклонение в пределах 1% и хорошо согласуются с табличными и графическими данными. Применение расчетных формул удобно для составления программ расчета на ЭВМ, что позволяет значительно упростить поиск зоны возможного гидратообразования в магистральном газопроводе.

 

<== предыдущая лекция | следующая лекция ==>
| Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним

Дата добавления: 2014-01-05; Просмотров: 1478; Нарушение авторских прав?;


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



ПОИСК ПО САЙТУ:


Читайте также:



studopedia.su - Студопедия (2013 - 2017) год. Не является автором материалов, а предоставляет студентам возможность бесплатного обучения и использования! Последнее добавление ip: 54.167.231.97
Генерация страницы за: 0.008 сек.