Температура гидратообразования

Выбор гликоля (ЭГ, ДЭГ, ТЭГ) зависит от температуры замерзания их водных растворов, вязкости, степени понижения температуры гидратообразования для данной концентрации гликоля, растворимости гликоля в углеводородном конденсате, температуры сепарации и состава газа. Температура замерзания рабочего раствора гликоля (образующегося после смешения исходного гликоля с выделяющейся из газа влагой), должна быть ниже минимально возможной температуры в системе. Эта температура определяется по графику, представленному на рис. III.6 [11]. [c.121]

Для предупреждения гидратообразования широко применяются ингибирование — подача в газовый поток различных веществ (ингибиторов), понижающих температуру гидратообразования (метанол, гликоли и др.) и осушка (дегидратация) газа, основанная на извлечении паров воды из газа жидкими и (или) твердыми поглотителями. В нефтяной и газовой промышленности используют различные методы и схемы ингибирования и осушки газа. [c.116]

Для проектных и поверочных расчетов точность оценки температуры гидратообразования в пределах 1—1,5 С вполне достаточна. [c.222]

Рис. 143. Повышение температуры гидратообразования метана в присутствии гидратообразующих компонентов природного газа

Определяем температуру гидратообразования газа. [c.223]

Рис. 6.2. Зависимость температуры гидратообразования газа от давлеиия Р (цифры иа кривых—относительная плотность газа)

Минимальная температура газа на входе в низкотемпературный сепаратор определяется температурой гидратообразования и экономической оценкой предварительного охлаждения потока газа. Максимальная температура газа, отпускаемого потребителю, определяется контрактом и редко превышает 50° С. Из этого анализа определяется тепловая нагрузка между pj, р , Тц- Проблема заключается в правильном распределении этой нагрузки между низкотемпературным сепаратором и холодильной частью установки. При расчетах потери давления в каждом теплообменнике рекомендуется принимать равными [c.179]

Для предупреждения образования гидратов применяются спирты и гликоли. Действие ингибиторов основано на том, что при добавлении их в систему понижается температура замерзания растворителя, которым в данном случае является вода. Величина понижения этой температуры эквивалентна понижению температуры гидратообразования и может быть определена с помош ью уравнения [c.222]

Д. Катц допускает, что равновесная константа гидратообразования К для я-бутана такая же, как и для этана, если концентрация последнего невелика. Константа К для азота и тяжелых углеводородов неопределенна, так как они или вообще не образуют гидратов или образуют их с большим трудом. Метод расчета температуры гидратообразования аналогичен методу расчета точки росы газа с той лишь разницей, что вместо константы равновесия для системы пар—жидкость берется константа равновесия для системы пар—твердое тело из рис. 142, д, е. Метод применим для давлений, которые широко используются [c.217]

На отечественных предприятиях газовой и нефтяной промыщ-ленности в качестве ингибитора гидратообразования используют в основном метанол и гликоли. Метанол имеет высокое давление насыщенных паров, что затрудняет извлечение его из газового потока, усложняет его регенерацию и приводит к большим потерям этого ингибитора. Поэтому метанол применяют в основном в проточных системах — в скважинах, шлейфах и магистральных газопроводах — для разложения образовавшихся гидратных пробок (без последующей его регенерации), так как он обеспечивает значительную депрессию температуры гидратообразования. Кроме того, метанол применяют в процессе низкотемпературной сепарации (НТС) для предупреждения образования гидратов при дросселировании и охлаждении газа с целью выделения из него тяжелых углеводородов и паров воды. Имеется опыт эффективного многократного использования метанола на Мессояхском газоконденсатном месторождении, где потери метанола были сведены к минимуму в результате полной регенерации метанола из водных растворов и высокой степени извлечения метанола из газового потока на установке адсорбционной осушки и очистки газа цеолитами ЫаА (6—8]. В качестве ингибитора широко используют гликоли (ЭГ, ДЭГ и др.), несмотря на то, что стоимость их выше стоимости метанола. Это объясняется низким давлением насыщенных паров гликолей и возможностью полной регенерации их путем удаления воды с помощью простого физического процесса — выпарки ее из водных растворов гликолей. Не исключено, что в перспективе в связи со снижением себестоимости производства метанола и со-верщенствованием техники и технологии адсорбционных методов очистки газа этот ингибитор будет шире использоваться в газовой и нефтяной промышленности. [c.117]

Как видно из примера 21, влияние пентана -1- высших на температуру гидратообразования можно учесть, хотя, строго говоря, константа К для них неизвестна. [c.221]

Рис. 144. Снижение температуры гидратообразования метана в присутствии высококипящих углеводородов для давлений 70 кгс/см- (а) и 140,6—703 кгс/см (б)

По рис. III.2 (см. с. 116) определяют температуру гидратообразования газа t. [c.281]

По уравнению, приведенному нас. 117,определяют понижение температуры гидратообразования М при впрыске ингибитора. [c.281]

I, II — зоны отсутствия гидратов /// — зона гидратообразования I — упругость паров СОг 2 — условия образования гидратов СОг (г) 3 — линия критической температуры гидратообразования СОг 4 — условия образования гидратов (ж) 5 — условия начала разложения гидратов СОг (ж) — полное исчезновение гидратов СОг (ж) 7 — условия разложения гидратов СО, (г) 8 — полное исчезновение гидратов СОг (г) [c.229]

Температура гидратообразования равна разности между температурой гидратообразования, определенной по вышеприведенным методикам, и величиной депрессии, рассчитанной по уравнению (145). [c.222]

В большинстве установок НТС температуру газа перед штуцером желательно поддерживать на 2,8—3,3° С выше температуры гидратообразования. Единственный способ контроля этой температуры — отвод части холодного газа, [c.310]

При высоком перепаде давления в теплообменнике, достаточном для нормальной работы регуляторов, вместо трехходового клапана, устанавливаемого на обводной линии газа, можно использовать двухходовой клапан. Благодаря этому можно сократить затраты на контрольно-измерительные приборы, однако надежность контроля в данном случае уменьшится. Если в системе регулирования процесса ИТС используются трехходовые клапаны, их лучше устанавливать на выходе газа из теплообменника, а не на входе. Чем проще схема установки НТС, тем проще контроль за ее работой. Необходимая температура газа на входе Б змеевик низа сепаратора устанавливается с помощью термостата, помещенного в ванну подогревателя. Контроль потока газа, перепускаемого мимо змеевика по обводной линии, необязателен, однако желателен, так как контроль только самого подогревателя малочувствителен и периодически возникает необходимость в контроле с помощью обводной линии. Именно благодаря изменению скорости потока газа в обводной линии достигается необходимая гибкость контроля. Стабилизатор температуры (термостат) настраивается так, чтобы клапан на обводной линии был полностью открыт, когда температура газа на выходе из змеевика на 2,8—3,4° С выше температуры гидратообразования. Работа подогревателя в этом случае регулируется таким образом, чтобы поток газа на выходе из сепаратора при полностью закрытом клапане на обводной линии имел температуру не выше 2о,7° С. Таким образом, нормальное рабочее положение клапана на обводной линии — Закрыто . Стабилизатор температуры в это время обеспечивает нормальный температурный режим процесса сепарации. [c.311]

Одним из вариантов контроля процесса сепарации является установка термостата — регулятора в низу сепаратора рядом с патрубком для отвода жидкости. Обводная линия в этом случае используется для контроля температуры жидкости в низу сепаратора. Так как эта температура почти равна температуре гидратообразования, то с помощью обводной линии автоматически поддерживается температура газа на уровне, исключающем замораживание низа сепаратора. Этот метод исключает необходимость подогрева газа в подогревателе до слишком высокой температуры и позволяет уменьшить тепловую нагрузку сепаратора, хотя и является менее чувствительным. [c.311]

Но, наряду с высокими эксплуатационными показателями, эти химические р>еагенты имеют ряд недостатков [И] метанол является сильным ядом, токсичен, летуч, растворим в углеводородном конденсате, что обусловливает его большие технологические потери диэтиленгликоль имеет высокую стоимость. При применении в качестве ингибиторов гидратообразования гликолей начальную концентрацию их нужно поддерживать в пределах 70-85 %, а конечную концентрацию для каждого случая устанавливать в зависимости от температуры сепарации и равновесной температуры гидратообразования [28]. [c.10]

Из гликолей в качестве ингибитора чаще всего применяется диатиленгли-коль (ДЭГ), так как он имеет небольшую упругость паров и сравнительно мало растворим в углеводородном конденсате. Количество гликоля, вводимого в систему, должно обеспечивать объемную долю его раствора в системе, равную 50—85%. Обычно вводится гликоль концентрации 85%. Потери гликоля от растворимости в углеводородах составляют 0,25—0,75 л на 1000 л извлекаемого из газа конденсата и определяются в основном количеством ароматических углеводородов в конденсате. Суммарные потери ДЭГ, включая потери от растворимости, испарения, розлива, утечек из насосов, составляют в среднем 2,5 л на 1000 л конденсата. Эти данные получены в основном на установках низкотемпературной сепарации газа. Благодаря применению ингибиторов гидратообразования эти установки эксплуатируются при температурах сепарации, которые на 10—18 С ниже температуры гидратообразования. [c.223]

С увеличением концентрации сероводорода и диоксида углерода повышается температура гидратообразования газа и понижается его коэффициент сжимаемости. [c.32]

Для предотвращения гидратообразования в поток газа подаются ингибиторы, в качестве которых используются водные растворы гликолей и метанола. Величина понижения температуры гидратообразования для разных ингибиторов определяется по формуле [c.164]

Из уравнения (6.15) можно определить массовую концентрацию ингибитора в насыщенном растворе, если известно снижение температуры гидратообразования [c.164]

Рассчитываем температуру гидратообразования газа для всех давлений, на которые имеются графики Трекела и Кемпбела (вплоть до 703 кгс/см ), или же до тех пор, пока не определим параметры гидратообразования, соответствующие точке пересечения равновесной кривой гидратообразования с линией точек росы газа по углеводородам (точка Е рис. 141). [c.221]

В качестве ингибитора гидратообразования растворы хлористого кальция при концентрации 30 % гораздо эффективнее гликолей [30]. Растворы хлористого кальция значительно больше понижают равновесную температуру гидратообразования (на 25-35 °С), чем метанол и гликоли, а расход при постоянном вводе в поток газа (0,76 кг/1000 м ) меньше расхода метанола (1,04 кг/1000 м ). [c.11]

Применение агентов с более высокими температурами образования гидратов по сравнению с пропаном позволит уменьшить затраты вторичного холодильного цикла или вообще их ликвидировать, если температура гидратообразования будет несколько выше температуры окружающей среды. Из табл. 59 видно, что пропан не удовлетворительный гидратообразователь. [c.461]

С помощью графика Трекела и Кемпбела для давления 70,3 кгс/см (см. рис. 143, а) определяем температуру гидратообразования газа, суммируя температуру гидратообразования метана, представленную на этом же графике, с величиной ее смещения, определяемого составом газа. Вносим поправку на содержание в газе пентана + высших с помощью данных рис. 144, а. [c.221]

Преобразуя уравнение (145) относительно ю и полагая, что в нем равно разности между температурой гидратообразования (п. 1) и минимальной температурой в системе (п. 2), определяем концентрацию ингибитора [c.223]

Преимущества данного процесса — практически полное удаление из газа сероводорода, независимо от его концентрации в исходном газе, п инертность в отношении СО2 малые капитальные вложения по сравнению с другими способами при очистке небольших объемов газа работоспособность в широком диапазоне давлений извлече]ше из газа одновремешю с сероводородом меркаптанов. Недостатки процесса — периодичность, из-за чего необходимо устанавливать двойное количество оборудования или прекращать очистку газа на время регенерации илн заме]1Ы поглотителя возмояаюсть образования гидратов при высоких давлениях н температурах, близких к температуре гидратообразования удаление из очищаемого газа этилмеркаптана, если он был введен в газ в качестве одоранта необходимость в частой смене слоя поглотителя, если вместе с газом в поглотительную башню попадает нефть или углеводородный конденсат. [c.282]

На рис. 197 показаны две тиновые схемы установок НТС. В обоих случаях процесс сепарации сопровождается гидратообразованием. Образовавшиеся нри дросселировании газа гидраты уносятся в сепараторы, где они растворяются за счет подогрева нижней секции сепаратора. Обе схемы (см. рис. 197) представляют собой два крайних случая. Возможно множество других модификаций. Эксплуатация установок НТС газа связана с двумя проблемами необходимо предупредить образование гидратов до штуцера и подать достаточное количество тепла в нижнюю секцию сепаратора, чтобы растворить гидраты, образую-ш,иеся после дросселирования газа в штуцере. В тех случаях, когда это возможно, желательно утилизовать тепло, ностунаюш ее со скважин вместе с потоком газа, не допуская его охлаждения до температуры более низкой, чем температура гидратообразования.. Это достигается следующими способами [c.310]

Сущность метода заключается в том, что введенный в поток влажного газа ингибитор растворяется в свободной воде, в результате чего снижаются давление паров воды и температура гидратообразования. Понижение температуры гидратообразования за счет ингибирования можно определить по уравнению Гамерщмндта [2] [c.117]

Эксплуатация систем добычи, сбора и обработки сернистых газов имеет специфические особенности, связанные с наличием в газе сероводорода, двуокиси углерода, меркаптанов и т.д., которые влияют на температуру гидратообразования и влагосодержаипя газа, скорость коррозии оборудования и труб, выбор материала для их изготовления и т.д. [c.52]

Другие сернистые соединения ( OS, S2,. R—SH, R—S—R, R—S2—R и т. д.), не оказывая заметного влияния на температуру гидратообразования, влагоемкость, коэффициент сжимаемости и коррозионность газа, существенно влияют на качество ингибиторов гидратообразования, абсорбентов и на процессих регенерации. [c.32]

Массовая доля воды в исходном растворе ингибитора (Х)) известна, а в отработанном растворе (Хг) зависит от требуемого понижения температуры гидратообразования газа и природы самого нгибитора и определяется по графикам рис. 6.3. [c.165]

В конце 50-х годов широкое применение нашли электролиты, в частности водные растворы хлористого кальция ( a l2) [29-33]. По антигидратной активности хлоридов, оцениваемой по снижению температуры гидратообразования в водном растворе заданной массовой концентрации электролита и при фиксированном давлении, наблюдается следующий ряд [c.10]

Для предупреждения гидратообразования широко применяется подача в газовый поток ингибиторов, т.е. веществ, понижающих температуру гидратообразования. Ингибитор растворяется в свободной воде, в результате чего снижаются давление паров воды и температура гидратообразования. В СССР в качестве ингибиторов гидратообразо-аания в газовой и нефтяной промышленности используют метанол и гликоли. Понижение температуры гидратообразования в результате ингибирования можно определить по уравнению Гамершмидта [c.45]

Методы, используемые для предотвращения образования гидратов, определяются физико-химической природой процессов. Поскольку равновесные параметры образования гидратов зависят от парциального давления паров воды в гидратообразующей среде, то любое воздействие, снижающее парциальное давление паров воды, позволяет уменьшить температуру гидратообразования. На практике применяют два способа осушку газа от влаги и ввод в газовый поток различных водопоглощающих веществ — ингибиторов. [c.535]

В рассматриваемом случае наибольший интерес представляет влияние расхода ингибитора <7 на динамику массообмена капли с газом. На рис. 21.3 показано изменение со временем х . для различных значений д. Увеличение расхода ингибитора приводит к более сильному влиянию стесненности на процесс массообмена и, как следствие этого, к менее интенсивному испарению метанола. Изменение со временем влагосодержания в газе носит немонотонный характер (рис. 21.4). Минимальное значение с увеличением расхода ингибитора становится более резко выраженным и смещается в область меньших значений т. Характерное время установления равновесия в системе, определяемое по влагосодержанию в газовой фазе, уменьшается с увеличением расхода ингибитора (рис. 21.5). Изменение д влияет также на установившийся размер капель. Этот размер с ростом д увеличивается, так как каждая капля отдает газу меньше метанола. Но поскольку число капель данного радиуса с ростом д увеличивается, то суммарное количество метанола, нерешедпгее в газовую фазу, возрастает. В итоге это приводит к увеличению мольной концентрации метанола и уменьшению концентрации паров воды в газе. В результате уменьшается температура гидратообразования. Теплообмен капель с окружающим их газом слабо влияет на характерное время установления равновесия в системе и соответствующие равновесные значения концентрации воды и метанола в жидкой и газовой фазах. Это подтверждается расчетами, проведенными без уравнения энергии [второе уравнение в (21.20)]. Результаты представлены на рис. 21.3 и 21.4 штриховыми линиями. [c.544]

При заданных условиях разделения температура остаточного газа на выходе из дефлегматора равца, 2бl,4°К, т.г е. ниже температуры, при. которой происходит образование кристалло-гадратов. углеводородов.. На практике во избежание замерзания дефлегматоров. д крло иу тяжелых фракций подают небольшое количество этилового сцирта, понижающего температуры гидратообразования, или едут процесс ректификации таким образом, чтобы температура в дефлегматоре была выше точки образования гидратов. ,р,днако нечеткое выделение углеводородов С4 из пйрогаза нежелательно, так как дивинил, содержащийся во фракции С4, ухудшает условия осушки газа. [c.316]

Присутствие азота в природном газе понил<ает температуру образования гидратов, а наличие сероводорода и диоксида у углерода повышает температуру гидратообразования природно- [c.22]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология