Способ определения эффективности ингибиторов гидратообразования

Изобретение относится к экспериментально-аналитическим методам прогнозирования эффективности ингибиторов гидратообразования и может быть использовано как экспресс-метод в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности. Способ включает нахождение температур гидратообразования в системе газ - чистая вода, замерзания водного раствора проверяемого ингибитора соответствующей концентрации и расчет температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора. Дополнительно устанавливают одинаковое давление для систем газ - чистая вода и газ - водный раствор ингибитора и при этом давлении определяют температуры: равновесную гидратообразования в системе газ - чистая вода, кристаллизации чистой воды, начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора, после чего рассчитывают по формулам температуру начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора и критерий эффективности ингибитора. Повышается точность определения эффективности ингибитора. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к экспериментально-аналитическим методам прогнозирования эффективности ингибиторов гидратообразования и может быть использовано как экспресс-метод в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности.

Известен способ предотвращения гидратообразования и осушки углеводородных газов, эффективность которого экспериментально определяется по величине снижения температуры начала гидратообразования от действия водного раствора ингибитора, в состав которого входят полигликоли (80-85% масс.) и едкий натр (2-3% масс.) [А.с. SU №1563741, B04D 53/26. Способ предотвращения гидратообразования и осушки углеводородных газов].

Общим признаком известного и предлагаемого способов является определение величины температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора соответствующей концентрации.

К недостаткам известного способа необходимо отнести то, что снижения температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора определяют экспериментально. Экспериментальное определение температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора требует специального прецизионного измерительного оборудования, которое обслуживается высококвалифицированными специалистами метрологами и которое в полевых условиях достаточно сложно применять. Обработка результатов измерений требует наличия специальной электронно-вычислительной техники, аппаратно-программных комплексов и пр. Все это в комплексе удорожает способ определения эффективности ингибиторов гидратообразования в процессах предотвращения гидратообразования и осушки углеводородных газов. Как следствие это приводит к повышенным затратам.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ определения эффективности ингибитора гидратообразования, включающий определение температур:

- замерзания раствора проверяемого ингибитора соответствующей концентрации;

- гидратообразования газов из воды без растворенного в ней ингибитора;

- исходя из этих данных, рассчитывают по формуле температуру гидратообразования газов в присутствии растворенного в воде ингибитора (А.с. SU №1723408, F27D 1/05, 3/12. Способ определения эффективности ингибитора гидратообразования):

ТИ = Т0 + 0,5⋅ТЗ - 136,58,

где ТИ - температура гидратообразования газов в присутствии растворенного в воде проверяемого вещества соответственной концентрации, К;

Т0 - температура гидратообразования газов из воды без растворенного в нем вещества, К;

ТЗ - температура замерзания раствора проверяемого вещества соответственной концентрации, К;

136,58 - половина значения температуры плавления льда, К.

Общими признаками известного и предлагаемого способов являются:

- определение температур гидратообразования в системе газ - чистая вода и замерзания водного раствора проверяемого ингибитора соответствующей концентрации; расчет по формуле температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора.

К недостаткам известного способа необходимо отнести то, что:

- температуру гидратообразования в системе газ - чистая вода находят без привязки к давлению системы, что приводит к значительным неточностям при определении эффективности ингибитора гидратообразования;

- температура замерзания водного раствора для многих типов ингибиторов не имеет строго фиксированных значений, причем диапазон между величинами начала и окончания замерзания тем больше, чем выше концентрация ингибитора, что приводит к значительным неточностям при определении эффективности ингибитора гидратообразования;

- расчет температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора по предлагаемой в аналоге формуле, в которую входят вышеперечисленные величины температур гидратообразования в системе газ - чистая вода, замерзания водного раствора ингибитора и половинное значение температуры плавления льда, принятое в качестве постоянной величины, не корректен, что обусловлено неточностями в определении величин первой и второй температур в формуле, а также температуры плавления льда, которая, как известно, зависит от давления окружающей среды.

Некорректное определение эффективности ингибитора гидратообразования в конечном итоге приводит к повышенным или пониженным расходам ингибитора для предупреждения образования гидратов или их ликвидации. Повышенные расходы приводят к увеличению эксплуатационных затрат, а пониженные - к осложнениям и авариям в технико-технологических системах, которые также влекут за собой дополнительные затраты на ликвидацию их последствий.

Задачей изобретения является совершенствование способа определения эффективности ингибиторов гидратообразования.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности определения эффективности ингибиторов гидратообразования.

Технический результат достигается тем, что в способе определения эффективности ингибиторов гидратообразования, включающем нахождение температур:

- гидратообразования в системе газ - чистая вода;

- замерзания водного раствора проверяемого ингибитора соответствующей концентрации;

- и расчет температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора,

новым является то, что

- дополнительно устанавливают одинаковое давление для систем газ - чистая вода и газ - водный раствор ингибитора, и при этом давлении определяют температуры:

- равновесную гидратообразования в системе газ - чистая вода,

- кристаллизации чистой воды;

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора,

после чего рассчитывают по формулам:

температуру начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора

Thn=Th(Tw-T),

где Thn - температура начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора, К;

Th - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода, К;

Tw - температура кристаллизации чистой воды, К;

Т - температура начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора, К;

и критерий эффективности ингибитора

,

η=0 означает отсутствие ингибитора в системе, η>0 - присутствие ингибитора в системе, причем, чем больше величина η, тем реагент эффективнее.

Кроме того, равновесная температура гидратообразования в системе газ - вода рассчитывается по формулам:

- в диапазоне до первой квадрупольной точки, разграничивающей в этой системе фазовое состояние газ - водяной пар - лед от фазового состояния газ - пар - жидкая вода

,

где - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода в диапазоне до первой квадрупольной точки, К;

где - установленное давление [Па] гидратообразования в диапазоне до первой квадрупольной точки;

α, b - коэффициенты, определяемые опытным путем;

- в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки, разграничивающей в этой системе фазовое состояние газ - пар - жидкая вода от фазового состояния газ - его конденсат - пар - жидкая вода

,

где - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки, К;

- установленное давление [Па] гидратообразования в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки (если величина установленного давления больше величины во второй квадрупольной точке, то в расчете принимается последняя максимальная величина в точке);

с, d - коэффициенты, определяемые опытным путем.

Кроме того, численные значения коэффициентов α, b, с, d определены для:

- метана: a=4⋅10-17; b=9,3415 при от 1⋅105 до 2,57⋅106 Па;

с=10-7; d=0,1128 при от 2,58⋅106 до 65,4⋅106 Па;

- этана: a=3⋅10-26; b=12,8130 при от 1⋅105 до 0,51⋅106 Па;

с=6⋅10-10; d=0,1256 при от 0,52⋅106 до 3,4⋅106 Па;

- пропана: a=2⋅10-28; b=13,4980 при от 0,63⋅105 до 0,176⋅106 Па;

с=8⋅10-20; d=0,2052 при от 0, 77⋅106 до 0,55⋅106 Па;

- i-бутана: a=2⋅10-32; b=15,0760 при от 0,36⋅105 до 0,113⋅106 Па;

с=3⋅10-20; d=0,2078 при от 0,114⋅106 до 0,167⋅106 Па;

- диоксида углерода: a=10-21; b=11,0890 при от 1⋅105 до 1,24⋅106 Па;

с=8⋅10-10; d=0,1281 при от 2,58⋅106 до 65,4⋅106 Па;

- сероводорода: a=10-23; b=11,4690 при от 0,40⋅105 до 0,94⋅105 Па;

с=2⋅10-8; d=0,1064 при от 0,95⋅105 до 2,27⋅106 Па;

- азота: a=2⋅10-12; b=7,7171 при от 11,00⋅106 до 16,15⋅106 Па;

с=10-5; d=0,1015 при от 16,16⋅106 до 119,00⋅106 Па;

- аргона: a=8⋅10-12; b=7,4047 при от 1⋅105 до 9,24⋅106 Па;

с=10-7; d=0,1168 при от 9,25⋅106 до 188,00⋅106 Па;

- криптона: a=5⋅10-26; b=12,8900 при от 1⋅105 до 1,44⋅106 Па;

с=2⋅10-6; d=0,0990 при от 1,45⋅106 до 3,7⋅106 Па;

- ксенона: a=2⋅10-24; b=11,8380 при от 0,13⋅105 до 0,152⋅106 Па;

с=3⋅10-7;d=0,0993 при от 0,153⋅106 до 0,5⋅106 Па.

Кроме того, температура [К] начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора рассчитывается по формуле:

,

где m - количество антигидратных реагентов, входящих в состав ингибитора;

Xi - массовая доля i-го антигидратного реагента в ингибиторе;

Ti - температура [К] начала кристаллизации воды в i-м антигидратном реагенте:

,

где α, β, γ - эмпирические коэффициенты для различных антигидратных реагентов.

Кроме того, численные значения эмпирических коэффициентов α, β, γ определены для следующих антигидратных реагентов

- метанола: α=-138,93; β=-40,15; γ=271,89;

- этанола: α=-10,40; β=-70,26; γ=275,93;

- пропанола: α=28,83; β=-63,80; γ=274,40;

- этиленгликоля: α=-160,62; β=11,44; γ=270,20;

- диэтиленгликоля: α=-131,77; β=13,14; γ=271,73;

- триэтиленгликоля: α=-101,47; β=7,41; γ=272,16;

- пропиленгликоля: α=-153,29; β=16,51; γ=269,72;

- глицерина: α=-116,58; β=14,74; γ=270,78;

- азотной кислоты: α=-332,73; β=-14,39; γ=271,75;

- серной кислоты: α=-618,46; β=50,86; γ=269,68;

- соляной кислоты: α=-1479,60; β=57,50; γ=269,69;

- уксусной кислоты: α=-15,27; β=-31,92; γ=273,29;

- аммиака: α=-937,69; β=28,37; γ=268,27;

- моноэтаноламина: α=-480,14; β=122,40; γ=262,47;

- диэтаноламина: α=-153,57; β=30,64; γ=269,65;

- триэтаноламина: α=-158,93; β=50,54; γ=268,65;

- гидрооксида калия: α=-670,91; β=25,91; γ=270,26;

- гидрооксида натрия: α=-498,06; β=-46,32; γ=272,43;

- пероксида водорода: α=-87,73; β=-65,31; γ=274,14;

- формальдегида: α=-29,81; β=-57,01; γ=273,12;

- хлорида лития: α=-1130,70; β=19,79; γ=270,55;

- хлорида магния: α=-840,22; β=16,46; γ=271,84;

- хлорида кальция: α=-840,90; β=126,63; γ=263,66;

- хлорида натрия: α=-212,97; β=-45,24; γ=272,86;

- перманганата кальция: α=-295,60; β=48,35; γ=269,16;

- нитрата кальция: α=-102,86; β=-16,29; γ=272,86.

Технический прием, заключающийся в дополнительном установлении одинакового давления для систем газ - чистая вода и газ - водный раствор ингибитора, приводит к равным барическим условиям сравниваемых систем, что повышает точность определения соответствующих им термических параметров и, как следствие, к повышению точности определения эффективности ингибиторов гидратообразования.

Технический прием, заключающийся в том, что при установленном давлении определяют равновесную температуру гидратообразования в системе газ - чистая вода, позволяет найти конкретный термобарический параметр гидратообразования для этой системы и ведет в дальнейшем к повышению точности определения эффективности ингибиторов гидратообразования.

Технический прием, заключающийся в том, что при установленном давлении определяют температуру кристаллизации чистой воды, позволяет найти конкретный термобарический параметр кристаллизации чистой воды в зависимости от величины установленного давления и, как следствие, повысить точность определения эффективности ингибиторов гидратообразования.

Технический прием, заключающийся в том, что при установленном давлении определяют температуру начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора, позволяет найти строго фиксированное значение данной температуры и, как следствие, повысить точность определения эффективности ингибиторов гидратообразования.

Технический прием, заключающийся в расчете температуры начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора по формуле

Thn=Th-(Tw-T),

где Thn - температура начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора, К;

Th - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода, К;

Tw - температура кристаллизации чистой воды, К;

Т - температура начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора, К;

позволяет точно рассчитать смещение термических условий начала гидратообразования от Th до Thn от действия ингибитора при установленном давлении Ph. Это смещение графически представлено на фиг. 1. Чем оно больше, тем эффективнее ингибитор гидратообразования.

Технический прием, заключающийся в расчете критерия эффективности ингибитора по формуле

,

позволяет оценить действие ингибитора в системе газ - его водный раствор в безразмерной форме. Величина η=0 показывает, что ингибитор отсутствует в системе, η>0 - означает присутствие ингибитора. Чем больше величина η, тем реагент эффективнее. Сравнение величин критериев разных ингибиторов является экспресс-методом выбора из них оптимального.

Технический прием, заключающийся в том, что равновесная температура гидратообразования в системе газ - вода рассчитывается по формулам:

- в диапазоне до первой квадрупольной точки I (см. фиг.1), разграничивающей в этой системе фазовое состояние газ - водяной пар - лед от фазового состояния газ - пар - жидкая вода

,

где - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода в диапазоне до первой квадрупольной точки, К;

- установленное давление [Па] гидратообразования в диапазоне до первой квадрупольной точки;

a, b - коэффициенты, определяемые опытным путем;

- в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки II (см. фиг.), разграничивающей в этой системе фазовое состояние газ - пар - жидкая вода от фазового состояния газ - его конденсат - пар - жидкая вода

,

где - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки, К;

где - установленное давление [Па] гидратообразования в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки (если величина установленного давления больше величины во второй квадрупольной точке, то в расчете принимается последняя максимальная величина в точке);

с, d - коэффициенты, определяемые опытным путем

позволяет точно рассчитать температуры начала образования гидратов из газов в диапазонах равновесных термобарических условий, определяемых до первой квадрупольной точки и от первой до второй квадрупольной точки, найти для этих условий эффективность ингибитора по его критерию и величине смещения термических условий начала гидратообразования.

Численные значения коэффициентов α, b, с, d определены для следующих гидратообразующих газовых компонентов:

- метана: a=4⋅10-17; b=9,3415 при от 1⋅105 до 2,57⋅106 Па;

с=10-7; d=0,1128 при от 2,58⋅106 до 65,4⋅106 Па;

- этана: a=3⋅10-26; b=12,8130 при от 1⋅105 до 0,51⋅106 Па;

с=6⋅10-10; d=0,1256 при от 0,52⋅106 до 3,4⋅106 Па;

- пропана: a=2⋅10-28; b=13,4980 при от 0,63⋅105 до 0,176⋅106 Па;

с=8⋅10-10; d=0,1281 при от 0,177⋅106 до 0,55⋅106 Па;

- i-бутана: a=2⋅10-32; b=15,0760 при от 0,36⋅105 до 0,113⋅106 Па;

с=3⋅10-20; d=0,2078 при от 0,114⋅106 до 0,167⋅106 Па;

- диоксида углерода: a=10-21; b=11,0890 при от 1⋅105 до 1,24⋅106 Па;

с=8⋅10-10; d=0,1281 при от 2,58⋅106 до 65,4⋅106 Па;

- сероводорода: a=10-23; b=11,4690 при от 0,40⋅105 до 0,94⋅105 Па;

с=2⋅10-8; d=0,1064 при от 0,95⋅105 до 2,27⋅106 Па;

- азота: a=2⋅10-12; b=7,7171 при от 11,00⋅106 до 16,15⋅106Па;

c=10-5; d=0,1015 при от 16,16⋅106 до 119,00⋅106 Па;

- аргона: a=8⋅10-12; b=7,4047 при от 1⋅105 до 9,24⋅106 Па;

с=10-7; d=0,1168 при от 9,25⋅106 до 188,00⋅106Па;

- криптона: а=5⋅10-26; b=12,8900 при от 1⋅105 до 1,44⋅106 Па;

с=2⋅10-6; d=0,0990 при от 1,45⋅106 до 3,7⋅106 Па;

- ксенона: а=2⋅10-24; b=11,8380 при от 0,13⋅105 до 0,152⋅106 Па;

с=3⋅10-7; d=0,0993 при от 0,153⋅106 до 0,5⋅106 Па.

Технический прием, заключающийся в том, что равновесная температура [К] кристаллизации воды в диапазоне установленных давлений от 0,1 до 210 МПа, рассчитывается по эмпирической зависимости:

,

где Ph - величина установленного давления, МПа,

позволяет точно рассчитать температуру кристаллизации воды в зависимости от установленного давления и, как следствие, повысить точность определения смещения термических условий начала гидратообразования и эффективность ингибиторов гидратообразования.

Технический прием, заключающийся в том, что температура [К] начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора рассчитывается по формуле:

,

где m - количество антигидратных реагентов, входящих в состав ингибитора;

Xi - массовая доля i-го антигидратного реагента в ингибиторе;

Ti - температура [К] начала кристаллизации воды в i-м антигидратном реагенте:

,

где α, β, γ - эмпирические коэффициенты для различных антигидратных реагентов

позволяет рассчитывать значения температур начала кристаллизации воды в растворе ингибитора, состоящего из одного или нескольких антигидратных реагентов, что расширяет возможности заявляемого способа.

Численные значения эмпирических коэффициентов α, β, γ определены для следующих типов антигидратных реагентов:

- метанола: α=-138,93; β=-40,15; γ=271,89;

- этанола: α=-10,40; β=-70,26; γ=275,93;

- пропанола: α=28,83; β=-63,80; γ=274,40;

- этиленгликоля: α=-160,62; β=11,44; γ=270,20;

- диэтиленгликоля: α=-131,77; β=13,14; γ=271,73;

- триэтиленгликоля: α=-101,47; β=7,41; γ=272,16;

- пропиленгликоля: α=-153,29; β=16,51; γ=269,72;

- глицерина: α=-116,58; β=14,74; γ=270,78;

- азотной кислоты: α=-332,73; β=-14,39; γ=271,75;

- серной кислоты: α=-618,46; β=50,86; γ=269,68;

- соляной кислоты: α=-1479,60; β=57,50; γ=269,69;

- уксусной кислоты: α=-15,27; β=-31,92; γ=273,29;

- аммиака: α=-937,69; β=28,37; γ=268,27;

- моноэтаноламина: α=-480,14; β=122,40; γ=262,47;

- диэтаноламина: α=-153,57; β=30,64; γ=269,65;

- триэтаноламина: α=-158,93; β=50,54; γ=268,65;

- гидрооксида калия: α=-670,91; β=25,91; γ=270,26;

- гидрооксида натрия: α=-498,06; β=-46,32; γ=272,43;

- пероксида водорода: α=-87,73; β=-65,31; γ=274,14;

- формальдегида: α=-29,81; β=-57,01; γ=273,12;

- хлорида лития: α=-1130,70; β=19,79; γ=270,55;

- хлорида магния: α=-840,22; β=16,46; γ=271,84;

- хлорида кальция: α=-840,90; β=126,63; γ=263,66;

- хлорида натрия: α=-212,97; β=-45,24; γ=272,86;

- перманганата кальция: α=-295,60; β=48,35; γ=269,16;

- нитрата кальция: α=-102,86; β=-16,29; γ=272,86.

Авторам неизвестны способы определения эффективности ингибиторов гидратообразования подобным образом.

Практическая реализация предлагаемого способа определения эффективности ингибиторов гидратообразования представлена примерами.

ПРИМЕР 1.

Определение эффективности ингибитора гидратообразования, состоящего из водного раствора одного антигидратного реагента - метанола, имеющего массовую концентрацию X1=0,6, в гидратообразующей системе вода - метан выполняют следующим образом.

Устанавливают одинаковое давление для ингибитора гидратообразования и гидратообразующей системы Ph=2,3⋅106 Па. Величина этого давления находится в диапазоне до первой квадрупольной точки (см. п. 3 формулы). При этом давлении определяют температуры:

- равновесную гидратообразования в системе метан - чистая вода по формуле:

- кристаллизации чистой воды по формуле:

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора по формуле:

- начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора по формуле:

Thn=Th-(Tw1)=272-(273-198)=197 К.

Критерий эффективности водного раствора метанола с массовой концентрацией Х1=0,6 и давлении Ph=2,3⋅106 Па составляет:

.

ПРИМЕР 2.

С целью повышения эффективности ингибитора гидратообразования его приготавливают из водного раствора двух антигидратных реагентов - метанола массовой концентрацией Х1=0,4 и аммиака массовой концентрацией Х2=0,2. Его применяют как и в примере 1 в гидратообразующей системе вода - метан. Определение эффективности нового ингибитора гидратообразования выполняют следующим образом.

Устанавливают одинаковое давление для ингибитора гидратообразования и гидратообразующей системы Ph=2,3⋅106 Па. Величина этого давления находится в диапазоне до первой квадрупольной точки (см. п. 3 формулы). При этом давлении определяют температуры:

- равновесную гидратообразования в системе газ - чистая вода по формуле:

- кристаллизации чистой воды по формуле:

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе антигидратного реагента - метанола по формуле:

Т1=α⋅X12+β⋅Х1+γ=-138,93⋅0,42-40,15⋅0,4+271,89=234 К;

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе антигидратного реагента - аммиака по формуле:

Т2=α⋅Х22+β⋅Х2+γ=-937,69⋅0,22+28,37⋅0,2+268,27=236 К;

- начала кристаллизации воды в водном растворе ингибитора, состоящего из двух антигидратных реагентов - метанола и аммиака:

- начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора по формуле:

Thn=Th-(Tw-T)=272-(273-141)=140 К.

Критерий эффективности водного раствора ингибитора массовой концентрацией X=0,6, состоящего из двух антигидратных реагентов - метанола (Х1=0,4) и аммиака (Х2=0,2), при давлении Ph=2,3⋅106 Па составляет:

.

При одинаковых условиях (Ph=2,3⋅106 Па, Th=272 К) новый ингибитор, состоящий из двух антигидратных реагентов, эффективнее ингибитора, приведенного в примере 1, в 1,75 раза.

ПРИМЕР 3.

Определение эффективности ингибитора гидратообразования, состоящего из водного раствора одного антигидратного реагента - метанола, имеющего массовую концентрацию Х1=0,6, в гидратообразующей системе вода - однокомпонентный газ - метан выполняют следующий образом.

Устанавливают одинаковое давление для ингибитора гидратообразования и гидратообразующей системы Ph=4⋅106 Па. Величина этого давления находится в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки. При этом давлении определяют температуры:

- равновесную гидратообразования в системе газ - чистая вода:

- кристаллизации чистой воды по формуле:

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора по формуле:

Т2=α⋅X12+β⋅Х1+γ=-138,93⋅0,62-40,15⋅0,6+271,89=198 К;

- начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора по формуле:

Thn=Th-(Tw-T2)=278-(272-198)=204 К.

Критерий эффективности водного раствора метанола с массовой концентрацией Х1=0,6 и давлении Ph=4⋅106 Па составляет:

.

ПРИМЕР 4.

С целью повышения эффективности ингибитора гидратообразования его приготавливают из водного раствора двух антигидратных реагентов - метанола массовой концентрацией Х1=0,4 и аммиака массовой концентрацией Х2=0,2. Его применяют как и в примере 1 в гидратообразующей системе вода - метан. Определение эффективности нового ингибитора гидратообразования выполняют следующим образом.

Устанавливают одинаковое давление для ингибитора гидратообразования и гидратообразующей системы Ph=4⋅106 Па. Величина этого давления находится в диапазоне до первой квадрупольной точки (см. п. 3 формулы).

При этом давлении определяют температуры:

- равновесную гидратообразования в системе газ - чистая вода по формуле:

- кристаллизации чистой воды по формуле:

;

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе антигидратного реагента - метанола по формуле:

T1=α⋅Х22+β⋅Х1+γ=-138,93⋅0,42-40,15⋅0,4+271,89=234 К;

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе антигидратного реагента - аммиака по формуле:

Т2=α⋅Х22+β⋅Х2+γ=-937,69⋅0,22+28,37⋅0,2+268,27=236 К;

- начала кристаллизации воды в водном растворе ингибитора, состоящего из двух антигидратных реагентов - метанола и аммиака:

- начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора по формуле:

Thn=Th-(Tw-Т)=272-(273-141)=140 К.

Критерий эффективности водного раствора ингибитора массовой концентрацией X=0,6, состоящего из двух антигидратных реагентов - метанола (Х1=0,4) и аммиака (Х2=0,2), при давлении Ph=2,3⋅106 Па составляет:

.

При условиях (Ph=4⋅106 Па, Th=278 К) новый ингибитор, состоящий из двух антигидратных реагентов, эффективнее ингибитора, приведенного в примере 3, в 1,74 раза.

Из вышеприведенного заявочного материала следует, что предлагаемым способом возможно определять эффективность ингибиторов, состоящих из одного или нескольких антигидратных реагентов, применяемых в гидратообразующих системах. Она рассчитывается, во-первых, по температуре начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора и, во-вторых, по критериальной зависимости. Эти два параметра эффективности определяются в широком диапазоне термобарических условий и фазового состояния гидратообразующей системы.

1. Способ определения эффективности ингибиторов гидратообразования, включающий нахождение температур:

- гидратообразования в системе газ - чистая вода;

- замерзания водного раствора проверяемого ингибитора соответствующей концентрации;

- и расчет температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора,

отличающийся тем, что

- дополнительно устанавливают одинаковое давление для систем газ - чистая вода и газ - водный раствор ингибитора, и при этом давлении определяют температуры:

- равновесную гидратообразования в системе газ - чистая вода,

- кристаллизации чистой воды;

- начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора,

после чего рассчитывают по формулам:

температуру начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора

Thn=Th-(Tw-Т),

где Thn - температура начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора, К;

Th - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода, К;

Tw - температура кристаллизации чистой воды, К;

Т - температура начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора, К;

и критерий эффективности ингибитора

η=0 означает отсутствие ингибитора в системе, η>0 - присутствие ингибитора в системе, причем, чем больше величина η, тем реагент эффективнее.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что равновесная температура гидратообразования в системе газ - вода рассчитывается по формулам:

- в диапазоне до первой квадрупольной точки, разграничивающей в этой системе фазовое состояние газ - водяной пар - лед от фазового состояния газ - пар - жидкая вода

где - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода в диапазоне до первой квадрупольной точки, К;

- установленное давление [Па] гидратообразования в диапазоне до первой квадрупольной точки;

а, b - коэффициенты, определяемые опытным путем;

- в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки, разграничивающей в этой системе фазовое состояние газ - пар - жидкая вода от фазового состояния газ - его конденсат - пар - жидкая вода

где - равновесная температура гидратообразования в системе газ - чистая вода в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки, К;

- установленное давление [Па] гидратообразования в диапазоне от первой до второй квадрупольной точки (если величина установленного давления больше величины во второй квадрупольной точке, то в расчете принимается последняя максимальная величина в точке);

с, d - коэффициенты, определяемые опытным путем.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что численные значения коэффициентов а, b, с, d определены для:

- метана: а=4⋅10-17; b=9,3415 при от 1⋅105 до 2,57⋅106 Па;

с=10-7; d=0,1128 при от 2,58⋅106 до 65,4⋅106 Па;

- этана: а=3⋅10-26; b=12,8130 при от 1⋅105 до 0,51⋅106 Па;

с=6⋅10-10; d=0,1256 при от 0,52⋅106 до 3,4⋅106 Па;

- пропана: а=2⋅10-28; b=13,4980 при от 0,63⋅105 до 0,176⋅106 Па;

с=8⋅10-10; d=0,1281 при от 0,177⋅106 до 0,55⋅106 Па;

- i-бутана: а=2⋅10-32; b=15,0760 при от 0,36⋅105 до 0,113⋅106 Па;

с=3⋅10-20; d=0,2078 при от 0,114⋅106 до 0,167⋅106 Па;

- диоксида углерода: а=10-21; b=11,0890 при от 1⋅105 до 1,24⋅106 Па;

с=8⋅10-10; d=0,1281 при от 2,58⋅106 до 65,4⋅106 Па;

- сероводорода: а=10-23; b=11,4690 при от 0,40⋅105 до 0,94⋅105 Па;

с=2⋅10-8; d=0,1064 при от 0,95⋅105 до 2,27⋅106 Па;

- азота: а=2⋅10-12; b=7,7171 при от 11,00⋅106 до 16,15⋅106 Па;

с=10-5; d=0,1015 при от 16,16⋅106 до 119,00⋅106 Па;

- аргона: а=8⋅10-12; b=7,4047 при от 1⋅105 до 9,24⋅106 Па;

с=10-7; d=0,1168 при от 9,25⋅106 до 188,00⋅106 Па;

- криптона: а=5⋅10-26; b=12,8900 при от 1⋅105 до 1,44⋅106 Па;

с=2⋅10-6; d=0,0990 при от 1,45⋅106 до 3,7⋅106 Па;

- ксенона: а=2⋅10-24; b=11,8380 при от 0,13⋅105 до 0,152⋅106 Па;

с=3⋅10-7; d=0,0993 при от 0,153⋅106 до 0,5⋅106 Па.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что равновесная температура [К] кристаллизации воды в диапазоне установленных давлений от 0,1 до 210 МПа рассчитывается по эмпирической зависимости:

где Ph - величина установленного давления, МПа.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что температура [К] начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора рассчитывается по формуле:

где m - количество антигидратных реагентов, входящих в состав ингибитора;

Xi - массовая доля i-го ацтигидратного реагента в ингибиторе;

Ti - температура [К] начала кристаллизации воды в i-м антигидратном реагенте:

где α, β, γ - эмпирические коэффициенты для различных антигидратных реагентов.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что численные значения эмпирических коэффициентов α, β, γ определены для следующих антигидратных реагентов

- метанола: α=-138,93; β=-40,15; γ=271,89;

- этанола: α=-10,40; β=-70,26; γ=275,93;

- пропанола: α=28,83; β=-63,80; γ=274,40;

- этиленгликоля: α=-160,62; β=11,44; γ=270,20;

- диэтиленгликоля: α=-131,77; β=13,14; γ=271,73;

- триэтиленгликоля: α=-101,47; β=7,41; γ=272,16;

- пропиленгликоля: α=-153,29; β=16,51; γ=269,72;

- глицерина: α=-116,58; β=14,74; γ=270,78;

- азотной кислоты: α=-332,73; β=-14,39; γ=271,75;

- серной кислоты: α=-618,46; β=50,86; γ=269,68;

- соляной кислоты: α=-1479,60; β=57,50; γ=269,69;

- уксусной кислоты: α=-15,27; β=-31,92; γ=273,29;

- аммиака: α=-937,69; β=28,37; γ=268,27;

- моноэтаноламина: α=-480,14; β=122,40; γ=262,47;

- диэтаноламина: α=-153,57; β=30,64; γ=269,65;

- триэтаноламина: α=-158,93; β=50,54; γ=268,65;

- гидрооксида калия: α=-670,91; β=25,91; γ=270,26;

- гидрооксида натрия: α=-498,06; β=-46,32; γ=272,43;

- пероксида водорода: α=-87,73; β=-65,31; γ=274,14;

- формальдегида: α=-29,81; β=-57,01; γ=273,12;

- хлорида лития: α=-1130,70; β=19,79; γ=270,55;

- хлорида магния: α=-840,22; β=16,46; γ=271,84;

- хлорида кальция: α=-840,90; β=126,63; γ=263,66;

- хлорида натрия: α=-212,97; β=-45,24; γ=272,86;

- перманганата кальция: α=-295,60; β=48,35; γ=269,16;

- нитрата кальция: α=-102,86; β=-16,29; γ=272,86.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам для ввода химического реагента в протекающий в трубопроводе поток и может быть использовано в нефтяной и других отраслях промышленности, в частности при осуществлении процесса обезвоживания нефти с помощью ввода в водонефтяной поток деэмульгатора.

Изобретение относится к предотвращению гидратообразования в газоводяных системах и может быть использовано в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области внутрипромыслового сбора газа, а именно к системам ввода ингибитора образования гидратов в газовые шлейфы. Система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам, исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора, преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного и управляемого прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках и соединены с трубопроводом подачи ингибитора.

Изобретение относится к устройствам для ввода жидких реагентов в трубопровод. Устройство состоит из полого цилиндрического кожуха с двумя фланцами и боковым приливом в виде присоединительного фланца, расположенного радиально по отношению к центральной оси кожуха.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для оптимизации дозирования деэмульгатора в процессе отделения от нефти воды в промысловых условиях.

Изобретение относится к области теплоэнергетики. Система химводоподготовки содержит полый контейнер, трубопровод жидкости, первую трубку, сообщающуюся с контейнером, вторую трубку, сообщающуюся с трубопроводом, причем обе трубки оснащены первым и вторым запорными клапанами.

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности, в технологических и магистральных трубопроводах. Устройство содержит насос 1, соединенный с всасывающим 2 и нагнетательным 4 трубопроводами.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в системах водоподготовки теплоносителя, а также к области химического машиностроения в системах дозирования жидких сред.

Изобретение относится к газодобывающей отрасли, в частности к способу подачи ингибитора гидратообразования в трубопровод природного газа. Способ включает подачу ингибитора с использованием устройства для регулирования расхода ингибитора, содержащего корпус с входным и выходным штуцерами и рабочим органом в виде плунжерной пары, размещенной внутри корпуса и выполненной с поршнем в виде цилиндра, имеющего возможность возвратно-поступательного движения посредством электропривода.

Изобретение относится к транспорту углеводородных продуктов по магистральным трубопроводам. В способе осушки магистрального газопровода в процессе продувки понижают содержание влаги в осушающем воздухе посредством осушителей воздуха, которые устанавливают на байпасных линиях линейных крановых узлов осушаемого трубопровода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к предотвращению отложений на глубинно-насосном оборудовании. Способ включает приготовление гидрофобной термопластичной смеси, содержащей ингибитор, размещение ее в цилиндрическом корпусе с отверстиями на торцах, спуск корпуса в скважину, нагрев смеси до температуры окружающей среды, растворение гидрофобной части смеси на поверхности проницаемого материала, перекрывающего дозировочное отверстие в днище корпуса, скапливающейся под ним нефтью с последующим растворением частичек водорастворимого ингибитора водой (при наличии ингибитора в смеси), частично содержащейся в нефти на поверхности проницаемого материала, и окончательным растворением упавшего ингибитора в гидрозатворе нижерасположенной секции.

Изобретение относится к скважинным устройствам дозированной подачи реагента в пластовую жидкость с целью защиты насосного оборудования от солей, коррозии и парафинов.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Контейнер по обоим вариантам состоит из корпуса 1, в стенках которого выполнены перфорационные отверстия 2.

Изобретение относится к области внутрипромыслового сбора газа, а именно к системам ввода ингибитора образования гидратов в газовые шлейфы. Система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам, исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора, преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного и управляемого прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках и соединены с трубопроводом подачи ингибитора.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам предупреждения образования гидратов в углеводородах, и может быть использовано при их добыче, транспортировке и переработке.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий формирование суспензии, содержащей флюид-носитель и реакционно-способные наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее один или более из следующих металлов: Mg, Mn и Zn, и оболочку из оксида алюминия, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, ядро является более реакционно-способным экзотермически реагировать с водой, чем оболочка из оксида алюминия, подачу суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал с образованием эмульсии, стабилизированной реакционно-способными наночастицами и содержащей диспергированную фазу из углеводородного материала и непрерывную фазу из водного материала, экзотермическую реакцию по крайней мере части реакционно-способных наночастиц по крайней мере с водным материалом внутри подземного пласта, при этом образуется обработанный углеводородный материал из углеводородного материала, и извлечение обработанного углеводородного материала из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий выбор дискретных покрытых наночастиц, каждая из которых содержит ядро, содержащее сплав металла, реакционно-способного экзотермически реагировать с водой, и оболочку, содержащую органический материал менее реакционно-способный экзотермически реагировать с водой, чем сплав металла, выбор жидкости из группы, состоящей из нефти и неполярной органической жидкости, выбор по меньшей мере одной добавки из группы, состоящей из катализатора наночастиц, поверхностно-активного вещества, эмульгатора, ингибитора коррозии, диспергирующего агента, ингибитора отложений, растворителя отложений, противовспенивателя и биоцидного агента, смешивание дискретных покрытых наночастиц с жидкостью и по меньшей мере одной добавкой для формирования суспензии, в основном состоящей из дискретных, покрытых наночастиц, жидкости и по меньшей мере одной добавки, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, прикрепленный к внутренним поверхностям подземного пласта, изменение по крайней мере одного из следующих параметров: температура, значение рН, состав материала и давление в подземном пласте, обеспечивает реакцию по крайней мере части дискретных, покрытых наночастиц с водным материалом и формирование стабилизированной эмульсии, включающей обработанный углеводородный материал, и извлечение стабилизированной эмульсии из подземного пласта. Способ обработки углеводородного материала в подземном пласте, включающий формирование суспензии, состоящей из дискретных функционализированных наночастиц, способных экзотермически реагировать с водой, каждая из дискретных функционализированных наночастиц содержит ядро, содержащее сплав Mg или безводный AlCl3, оболочку, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, и включающую оксид алюминия, функциональные группы, прикрепляются к оболочке и выбираются из группы, состоящей из карбоксильных групп, групп простого эфира, кетоновых групп, аминогруппы, гидроксильной группы, алкоксигруппы, алкильных группы, арильных групп, аралкильных групп, алкарильных групп, группы лактона, имидазольной группы, пиридиновой группы и фторированной группы, и жидкости, выбранной из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, добываемой воды, солевого раствора, водной пены и смеси воды и спирта, доставку суспензии в межпоровые пространства подземного пласта, содержащего углеводородный материал, при этом образуется эмульсия, стабилизированная дискретными функционализированными наночастицами, и реакцию по крайней мере части дискретных функционализированных наночастиц стабилизированной эмульсии внутри подземного пласта для выделения тепла и изменения по крайней мере одного свойства углеводородного материала. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения углеводородов. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к экспериментально-аналитическим методам прогнозирования эффективности ингибиторов гидратообразования и может быть использовано как экспресс-метод в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности. Способ включает нахождение температур гидратообразования в системе газ - чистая вода, замерзания водного раствора проверяемого ингибитора соответствующей концентрации и расчет температуры гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора. Дополнительно устанавливают одинаковое давление для систем газ - чистая вода и газ - водный раствор ингибитора и при этом давлении определяют температуры: равновесную гидратообразования в системе газ - чистая вода, кристаллизации чистой воды, начала кристаллизации воды в замерзающем водном растворе ингибитора, после чего рассчитывают по формулам температуру начала гидратообразования в системе газ - водный раствор ингибитора и критерий эффективности ингибитора. Повышается точность определения эффективности ингибитора. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх