Bài giảng Công nghệ khí - Chương 4: Hydrate và dehydrate
Khí đồng hành và khí thiên nhiên khai thác từ lòng đất
thường bão hoà hơi nước và hàm lượng hơi nước phụ
thuộc vào áp suất, nhiệt độ và thành phần hỗn hợp khí.
Mỗi một trạng thái của hệ sẽ tương ứng với hàm lượng
hơi nước cực đại có thể có nhất định. Hàm lượng ẩm
tương ứng với hơi nước bão hoà tối đa được gọi là cân
bằng.
82 trang |
Chia sẻ: tlsuongmuoi | Lượt xem: 3107 | Lượt tải: 1
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Bài giảng Công nghệ khí - Chương 4: Hydrate và dehydrate, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
Bài giảng
CÔNG NGHỆ KHÍ
Chương 4
HYDRATE VÀ DEHYDRATE
GVGD: ThS. Hoàng Trọng Quang
GVTG: ThS. Hà Quốc Việt
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
NỘI DUNG
Giới thiệu
Hàm lượng nước trong HC
Gas hydrate
Dehydrate bằng các chất ức chế
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Giới thiệu
Điểm sương:
Là nhiệt độ ứng với áp suất nhất định, mà tại đó
lượng hơi nước trong dòng khí đạt giá trị bão
hoà. Nếu nhiệt độ giảm xuống dưới điểm sương,
nước sẽ tách khỏi dòng khí và hydrate được tạo
thành.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Giới thiệu
Nước là tạp chất phổ biến nhất lẫn trong các
hydrocarbon
Nước lẫn trong khí thiên nhiên trong quá trình
khoan, khai thác, vv…
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Giới thiệu
Nước gây ra các vấn đề sau:
Tạo thành hydrate gây tắc nghẽn van, đầu vòi,
… trong quá trình vận chuyển
Gây ăn mòn đường ống, các thiết bị
Gây ra các phản ứng phụ, tạo bọt, hoặc làm
mất hoạt tính xúc tác trong các quá trình chế
biến tiếp theo
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Khí đồng hành và khí thiên nhiên khai thác từ lòng đất
thường bão hoà hơi nước và hàm lượng hơi nước phụ
thuộc vào áp suất, nhiệt độ và thành phần hỗn hợp khí.
Mỗi một trạng thái của hệ sẽ tương ứng với hàm lượng
hơi nước cực đại có thể có nhất định. Hàm lượng ẩm
tương ứng với hơi nước bão hoà tối đa được gọi là cân
bằng.
Người ta phân chia độ ẩm của khí thành độ ẩm tương đối
và tuyệt đối:
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Độ ẩm tuyệt đối (g/m3, kg/ triệu m3): Là khối lượng hơi
nước thực tế có trong một đơn vị thể tích khí hoặc đơn
vị khối lượng mỗi điều kiện áp suất, nhiệt độ. Đơn vị là
g/m3 hoặc g/kg khí.
Độ ẩm bão hòa (g/m3, kg/ triệu m3) : Là lượng hơi nước
tối đa có thể tồn tại trong một thể tích khí tại mỗi điều
kiện của hệ.
Độ ẩm tương đối (RH) (%) : Là tỷ lệ giữa khối lượng
hơi nước thực tế và lượng hơi nước tối đa (bão hoà).
Có nghĩa là tỷ lệ giữa độ ẩm tuyệt đối trên trên độ ẩm
bão hoà, đơn vị là % hay phần đơn vị.
Nhiệt độ điểm sương (oC) : Là nhiệt độ tại áp suất cho
trước mà tại đó hơi nước bắt đầu ngưng tụ.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Hàm lượng nước trong khí thiên nhiên cần phải được tính
toán, dự đoán để qua đó xây dựng được phương án làm
khô khí tối ưu.
Hàm lượng nước bão hoà trong khí ngọt phụ thuộc vào P,
T, và thành phần khí (tỷ trọng tương đối : SGg)
Khí chua (có chứa H2S và CO2) sẽ có hàm lượng nước
cao hơn. Cần phải hiệu chỉnh hàm lượng nước khi nồng
độ H2S, CO2 trong dòng khí lớn hơn 5% tạo ra các axit ăn
mòn thiết bị.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hàm lượng nước trong HC
Xác định hàm lượng nước bằng các dụng cụ đo
Phương pháp tính toán, dự đoán
Xác định từ đồ thị:
Giản đồ McKetta và Wehe (1958): khí ngọt
Giản đồ Campbell: khí chua
Dùng công thức
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hàm lượng nước trong HC
Sử dụng các thiết bị đo
Đo cường độ dòng điện phân của mẫu
Đo điện dung của mẫu khí
Đo trở kháng điện của pha hơi
Đo tần số của tinh thể trong mẫu khí
Đo sự hấp thụ và giải phóng năng lượng
của mẫu
Đo quang phổ hấp thu hồng ngoại
Đo quang phổ hấp thu vi sóng của mẫu
Cơ sở
0-1000ppm
0-1000ppm
0-20000ppm
0-25000ppm
0-5000ppm
0-50%
0-90%
Phạm vi
Điện phân
Thay đổi hằng số
dielectric
Trở kháng điện
Tinh thể
piezoelectric
Hấp thụ nhiệt
Hấp thụ hồng
ngoại
Hấp thu vi sóng
Phương pháp
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hàm lượng nước trong khí ngọt Giản đồ McKetta và Wehe
Để thuận tiện trong việc xác định nhanh lượng hơi nước
trong hỗn hợp khí, thông thường người ta sử dụng giản đồ
McKetta và Wehe, lượng hơi nước bão hòa phụ thuộc vào
áp suất, nhiệt độ đối với khí thiên nhiên có hàm lượng H2S,
CO2 nhỏ và tỉ trọng là 0,6.
Khi tỉ trọng của khí lớn hơn 0,6 hay khi có các muối trong
nước thì hàm lượng ẩm tra từ giản đồ này cần phải nhận
tương ứng với hệ số CG hoặc Cs. Khi tỉ trọng khí và hàm
lượng muối tăng thì lượng hơi nước trong khí sẽ giảm
(trong điều kiện giống nhau). Khi hỗn hợp khí có mặt H2S,
CO2 hàm lượng đáng kể thì hàm lượng ẩm thực tế sẽ cao
hơn, khi có mặt N2 thì hàm lượng ẩm thực tế lại giảm.
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ
HYDROCACBON
Hình 1. Đồ thị hơi nước bão
hòa trong hỗn hợp khí (gas)
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Bài toán cụ thể:
Xác định hàm lượng nước bão hoà cho dòng khí
hydrocacbon ngọt có SGg 0.9; nhiệt độ 70 oC và áp suất
6000 kPa
- Từ Hình 1: W = 3520 mg/Sm3
- Hệ số hiệu chỉnh cho SGg 0.9: CG = 0.98 từ Hình 1a
->Hàm lượng nước: W = 0.98 x 3520 = 3270 mg/Sm3
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Dùng công thức
W = A/P + B cho SGg = 0.6
W = (A/P + B) x CG x CS cho SGg > 0.6
A, B: Các hệ số tra từ Bảng 1
CG; CS: Các hệ số hiệu chỉnh tỷ trọng tương đối
và nồng độ muối, đọc từ Hình 1a và 1b.
Làm lại ví dụ 01 và 02 sử dụng các công thức trên.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Bảng 1: Tra hệ số
A và B
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Hình 1a: tra hệ số CG
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Hình 1b: tra hệ số CS
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Công thức xác định
W = yHCWHC + yH2SWH2S + yCO2WCO2
Trong đó:
Whc: Là lượng hơi nước tính được do tra Hình 1.
y: Phần mol của các hydrocacbon.
WH2S: Lượng hơi nước gia tăng do H2S tra đồ thị Hình 2.
yH2S: Phần mol của H2S.
WCO2: Lượng hơi nước gia tăng do CO2 tra đồ thị Hình 3.
yCO2: Phần mol của CO2
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Hình 2. Đồ thị tra lượng nước do có mặt H2S.
Temperature, oC
Ef
fe
ct
iv
e
W
at
er
C
on
te
nt
, k
g
H
2O
/1
06
s
td
m
3
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Ef
fe
ct
iv
e
W
at
er
C
on
te
nt
, k
g
H
2O
/1
06
s
td
m
3
Temperature, oC
Hình 3. Đồ thị tra lượng nước do có mặt CO2.
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Dùng giản đồ Campbell với nồng độ H2S tương đương bằng
cách qui đổi %CO2 sang %H2S theo công thức:
%H2S (qui đổi) = %H2S + 0,75*%CO2
Sau đó tra hàm lượng nước từ Hình 4a
Hoặc dùng đồ thị Hình 4b tra ra hệ số nhân lượng hơi ẩm r.
Khi đó lượng nước trong khí chua được tính theo công
thức:
W = r x WHC
WHC: Là lượng hơi nước tính được do tra Hình 1.
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Hình 4a: Đồ thị tra hàm lượng nước trong khí chua (chỉ tồn tại H2S).
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Hình 4b: Đồ thị tra hệ số nhân r.
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Ví dụ
Ước lượng hơi nước bão hòa của khí hydrocacbon có γ =
0,75 có chứa 5% H2S và 20% CO2 tại 60oC và 10000kPa.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Giải
W = yHCWHC + yH2SWH2S + yCO2WCO2
Trong đó:
Whc: Là lượng hơi nước tính được do tra bảng là 2050kg/106 std m3.
y: Phần mol của các hydrocacbon = 0,75.
WH2S: Lượng hơi nước gia tăng do H2S tra đồ thị Hình 2. là
3300kg/106 std m3.
yH2S: Phần mol của H2S = 0,05
WCO2: Lượng hơi nước gia tăng do CO2 tra đồ thị Hình 3 là 2800kg/106
std m3.
yCO2: Phần mol của CO2 = 0,2.
Thay số vào công thức trên, ta có:
W = 0,75x2050 + 0,2x2800 + 0,05x3300 = 2260 kg/106 std m3
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Tính hàm lượng nước cho dòng khí: 80% C1, 10% H2S và 10% CO2,
tại 70 oC và 6000 kPa.
Đọc WHC, WH2S, WCO2 từ các Hình 1, 2 và 3
Dùng giản đồ Campbell với nồng độ H2S tương đương:
yH2S* = yH2S + 0.75 x yCO2
Đọc hàm lượng nước từ Hình 4
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ CHUA
Qui đổi %CO2 sang %H2S theo công thức:
%H2S(qui đổi) = %H2S + 0,75*%CO2 = 5 + 0,75x20 = 20%
Sau đó từ đồ thị Hình 4b tra hệ số nhân lượng hơi ẩm r:
r = 1,1.
Khi đó: W = r.Whc = 1,1x2050 = 2255kg/106 std m3.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
LƯỢNG NƯỚC TRONG KHÍ HYDROCACBON
Các phương án xử lý vấn đề trên:
Làm khô khí: hấp thụ, hấp phụ, làm lạnh
Ức chế ngăn chặn việc tạo thành hydrate
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
GAS HYDRATE
Tác hại do Hydrate gây nên
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
GAS HYDRATE
Hình ảnh Hydrate
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 31
GAS HYDRATE LÀ GÌ?
Khái niệm
Hydrate là những tập hợp chất có thể tồn tại bền vững dưới dạng
tinh thể. Chúng là một dạng dung dịch rắn, trong đó các phân tử
nước dung môi nhờ các liên kết hydro tạo thành khung hydrate,
trong các khoang của khung này các phân tử có khả năng tạo
hydrate như mêtan, etan, propane, isobutan, nitơ, H2S, CO2, sẽ
chiếm chỗ.
Các hydrocacbon có phân tử lớn hơn sẽ không có khả năng tạo
hydrate. Gas hydrate có các đặc tính (biểu hiện) bên ngoài giống
như nước đá, do đó có thể làm tắc nghẽn đường ống và các thiết
bị.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 32
GAS HYDRATE
SỰ THÀNH TẠO HYDRATE:
Các hydrocarbon và nước có thể tạo thành các hydrate ở thể rắn:
CH4.6H2O N2.6H2O
C2H6.8H2O CO2.6H2O
C3H8.17H2O H2S.6H2O
i-C4H10.17H2O
Sự tạo thành hydrate trong khí cần có 3 yếu tố: P, T, W (tự do)
Để xác định việc tạo thành hydrate chúng ta phải xác định được
các điều kiện P, T dẫn đến việc tạo thành hydrate.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
SỰ THÀNH TẠO HYDRATE:
Có nước ở tự do, và có sự tiếp xúc giữa khí và nước.
Điều kiện nhiệt độ nhỏ hơn nhiệt độ tạo hydrate.
Có thành phần như mêtan, etan, propane, isobutan,
nitơ, H2S, CO2,...
Có sự thay đổi áp suất như đi qua van giảm áp.
Có môi trường và thời gian.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
GAS HYDRATE
Bản chất của các phương pháp xác định:
Xác định nhiệt độ tạo thành hydrat tại áp suất cho trước
và xác định áp suất tạo thành hydrate tại nhiệt độ cho
trước.
Xác định lượng hơi nước bão hào của dòng khí tại áp
suất và nhiệt độ cho trước.
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Xác định điều kiện tạo thành hydrat trong quá trình
giãn nở khí (giảm áp)
Sử dụng các giản đồ trong Hình 5
Xác định điều kiện P, T tạo thành hydrat:
Xác định SGg (Hình 1b)
Xác định giá trị P, T từ Hình 6
Phương pháp Katz
CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH ĐiỀU KiỆN TẠO THÀNH
HYDRATE
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 5a: Dự đoán điều kiện hình thành hydrate cho khí giãn nở có γ = 0,6
GAS HYDRATE - Sử dụng các giản đồ
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 5b: Dự đoán điều kiện hình thành hydrate cho khí giãn nở có γ = 0,7
GAS HYDRATE
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Áp suất cuối cùng, psia
A
Ùp
su
aát
b
an
ñ
aàu
, p
sia
NHIỆT BAN ĐẦU, OF, PSIA
Hình 5c: Dự đoán điều kiện hình thành hydrate cho khí giãn nở có γ = 0,8
GAS HYDRATE
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
NHIEÄT ÑOÄ BAN ÑAÀ,U OF
A
Ùp
su
aát
b
an
ñ
aàu
, p
sia
AÙp suaát cuoái cuøng,
psiaHình 5d: Dự đoán điều kiện hình thành hydrate cho khí giãn nở có γ = 0,9
GAS HYDRATE
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 40
Ví dụ
Một hỗn hợp khí có tỉ trọng = 0,7 áp suất ban đầu
10000kpa (abs) qua JT van giãn nở còn 3400 kpa (abs)
hỏi nhiệt độ khí trước khi qua van tối thiểu là bao nhiêu để
không xảy ra hydrate.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 The university of technology in HCM city 41
Giải
Hình 5b
( = 0.7)
Áp suất ban đầu
(= 10000kPa)
Áp suất sau khi qua
van JT (áp suất cuối)
= 3400kPa
Dự đoán nhiệt độ
tối thiểu là 44oC
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 6: Đồ thị tra nhanh điều kiện tạo hydrate của khí hydrocacbon theo P, T.
GAS HYDRATE- Xác định giá trị P, T
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Chọn một giá trị T tại P cho trước (hoặc P tại T
cho trước)
Sử dụng các giản đồ trong từ Hình 7 - 10 để
xác định hằng số cân bằng khí - rắn Kv-s cho mỗi
hydrocarbon.
Xét tổng Σ(yi/Ki,v-s)
Lặp lại 3 bước trên cho đến khi Σ(yi/Ki,v-s) = 1
GAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP KATZ
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 44
GAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP KATZ
Hình 7a . Đồ thị hằng số cân bằng khí rắn của methane
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 7b: Đồ thị tra hằng số cân bằng khí rắn của Ethane
GAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP KATZ
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 46
GAS HYDRATE
Hình 8. Đồ thị tra hằng số cân bằng
khí rắn của Propane
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 47
GAS HYDRATE
Hình 9: Đồ thị tra hằng số cân
bằng khí rắn của i-Butane
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 48
Hình 10a: Đồ thị tra hằng số cân bằng khí - rắn của n-Butane và CO2
GAS HYDRATE
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 49
Hình 10b: lượng hơi cân bằng khí rắn H2S
Đồ thị tra hằng số cân bằng khí rắn của H2S
GAS HYDRATE
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Bài tập minh hoạ
Cho dòng khí:
a) Xác định P tạo thành hydrat tại 10oC.
b) Dòng khí trên được giãn nở từ 10000 kPa
xuống 3400 kPa. Xác định T tối thiểu để
không có sự tạo thành hydrat trong quá trình
giãn nở.
c) Dòng khí trên tại 15000 kPa, 40oC có thể
giãn nở đến áp suất nào mà không bị tạo
thành hydrat?
0.002CO2
0.094N2
0.024C4
0.036C3
0.060C2
0.784C1
GAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP KATZ
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Bài tập minh hoạ:
a) SGg = 0.693
Đọc từ giản đồ trong Hình 5: P = 2200 kPa
b) Từ giản đồ trong Hình 5, tìm điểm nối giữa đường
áp suất đầu 10000kPa và áp suất sau 3400 kPa.
Đọc T tương ứng (~450C).
c) Cũng từ Hình 5, tìm điểm nối giữa đường áp suất
đầu 15000kPa và nhiệt độ 400C, đọc áp suất sau
(~ 9000 kPa)
Xác định điều kiện thành tạo HydratGAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP KATZ
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Đối với dòng khí chua có nồng độ H2S, CO2 cao:
Không sử dụng được phương pháp Katz !!!
Sử dụng phương pháp Baille-Wichert: Hiệu
chỉnh nhiệt độ tạo hydrat thông qua % C3
GAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP KATZ
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
VÍ DỤ MINH HOẠ:
Cho dòng khí:
Xác định T tạo thành hydrat tại
4200 kPa ?
0.042H2S
0.070CO2
0.003N2
0.004C4
0.007C3
0.031C2
0.843C1
GAS HYDRATE
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
VÍ DỤ MINH HOẠ
Dùng phương pháp Baille-Wichert
a) SGg = 0.682
b) Giản đồ Hình 12: 4200 kPa -> 4.2 %H2S -> SGg = 0.682
c) Theo độ dốc ở phần dưới của giản đồ xác định được T tạo
hydrat tương ứng là 17.5oC.
d) Hiệu chỉnh theo %C3
Từ giản đồ hiệu chỉnh trong Hình 12, tìm điểm nối giữa
%H2S và %C3. Dóng thằng xuống đường P = 4200kPa.
Đọc nhiệt độ hiệu chỉnh: -1.5oC.
e) Vậy T tạo hydrat của dòng khí này là 16oC
GAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP Baille -Wichert
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 The university of technology in HCM city 55
GAS HYDRATE - Phương pháp Trekell-Campbell
Phương pháp Trekell-Campbell
Phương pháp này dự đoán cho điều kiện thành tạo hydrate ở áp suất
cao từ 7000kPa đến 41400 kPa, phương pháp này cũng tra đồ thị,
ứng với mỗi áp suất thì mỗi cấu tử có khả năng tạo hydrate với một
phần ΔT khác nhau. Riêng đối với C5+ thì:
y.C5+ = 100*yC5+/(1- y.C1 – y.C5+)
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 56
Phương pháp Trekell- Campbell
Hình 11a: Đồ thị dự đoán nhiệt độ
tạo hydrate ở 6,9 Mpa
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 57
Phương pháp Trekell-
Campbell
Hình 11b: Đồ thị dự đoán nhiệt độ
tạo Hydrat ở 13,8 Mpa
Temperature Displacement T, oC
o
d
e
e
rc
e
n
t
yd
ro
ca
rb
o
n
M
P
H
Temperature Displacement T, oF
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 58
Phương pháp Trekell-
Campbell
Hình 11c: Đồ thị dự đoán nhiệt độ
tạo Hydrat ở 20,7 Mpa
Temperature Displacement T, oC
Temperature Displacement T, oF
o
d
e
e
rc
e
n
t
yd
ro
ca
rb
o
n
M
P
H
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Phương pháp Trekell-Campbell
o
d
e
e
rc
e
nt
yd
ro
ca
rb
on
M
P
H
6543210
Temperature Displacement T, oF
Hình 11d: Đồ thị dự đoán
nhiệt độ tạo hydrate ở 27,6
Mpa
Temperature Displacement T, oC
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Phương pháp Trekell-Campbell
Temperature Displacement T, oF
o
d
e
e
rc
e
nt
yd
ro
ca
rb
on
M
P
H
Hình 11e: Đồ thị dự đoán nhiệt
độ tạo hydrate ở
34,5 Mpa
Temperature Displacement T, oC
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Phương pháp Trekell-Campbell
Hình 11f: Đồ thị dự đoán nhiệt
độ tạo hydrate ở 41,4 MPa
Temperature Displacement T, oF
Temperature Displacement T, oC
M
od
e
Pe
rc
en
t H
yd
ro
ca
rb
on
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 11g: Đồ thị dự đoán nhiệt độ tạo hydrate
của thành phần C5+ ở 6,9MPa
Phương pháp Trekell-Campbell
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 11h: Đồ thị dự đoán nhiệt độ tạo hydrate
của thành phần C5+ ở 13,8 ═41,4 Mpa
Temperature Displacement (-T), oF
M
ol
e
Pe
rc
en
t P
en
ta
ne
s
Phương pháp Trekell-Campbell
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 12: Hiệu chỉnh nhiệt độ thành tạo Hydrate qua C3
GAS HYDRATE - PHƯƠNG PHÁP Baille -Wichert
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 65
DEHYDRATE – CHỐNG HYDRATE HÓA
Tốt hơn hết là làm khô khí thật tốt trước khi qua các thiết bị
công nghệ. Tuy nhiên, điều này rất khó thực hiện.
Cách khác là cho chất ức chế (methalnol, glycol…) vào dòng
khí để chủ động hạ nhiệt độ tạo hydrate.
Methalnol có áp suất hơi bão hòa cao dẫn đến rất khó tách
nó ra khỏi dòng khí. Chính vì vậy, việc tái sinh cũng gặp khó
khăn nên sự tiêu hao chất này là rất lớn. Methalnol chủ yếu
dùng trong các ống vận chuyển nhằm phá vỡ các hydrate
tạo thành, ngoài ra nó còn dùng trong công nghệ phân ly
nhiệt độ thấp để ngăn ngừa sự tạo hydrate trong khi làm
lạnh khí nhằm tách các hydrocarbon nặng và hơi nước.
Glycol có áp suất hơi bão hòa thấp nên khả năng thu hồi là
rất cao (bằng phương pháp cô đặc dung dịch chứa glycol)
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Chống tạo hydrate bằng các chất ức chế
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
DEHYDRATE BẰNG CÁC CHẤT ỨC CHẾ
Bảng 2: Các chất ức chế
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
DEHYDRATE BẰNG CÁC CHẤT ỨC CHẾ
Hình 13: Đồ thị tra nồng độ Methanol
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 68
Phương pháp tính chất ức chế METHALNOL
Khối lượng nước tự do trong hệ thống, mw (kg)
WH2O tại PSAT, TSAT = A
WH2O tại PCOLT, TCOLT = B
mW = F.(A-B)
Nhiệt độ cần hạ, d (oC)
d = HFT – TCOLT
HFT: nhiệt độ tạo hydrate ở tại PCOLT.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 69
Phương pháp tính chất ức chế METHALNOL
Nồng độ chất ức chế, XR.
Công thức thực nghiệm:
Trong đó:
XR: Khối lượng chất ức chế trong hỗn hợp nước. (%)
MW: Khối lượng phân tử chất ức chế.
Ki: Hệ số và bằng 1297
Khi nồng độ chất ức chế XR > 25% thì ta phải tính nhiệt độ cần hạ
theo công thức: d = -72ln(XH2O)
XH20 là phần mol trong hỗn hợp nước – methalnol, sau đó qui đổi
bằng đồ thị Hình 14
%100
.K
.
Wi
W
Md
MdX R
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Khối lượng MW một số chất ức chế thông dụng
Methalnol
EG
(Etylen Glycol)
DEG
(Diethylen Glycol)
Khối lượng phân tử, MW 32 62 106
Tỷ trọng (kg/m3) 800 1110 1120
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 71
Phương pháp tính chất ức chế METHALNOL
Khối lượng chất ức chế
Ta tính theo công thức sau:
Trong đó:
mI (kg): Khối lượng chất ức chế cần phải bơm.
mW (kg): Khối lượng nước tự do trong hệ thống.
XR (%): % khối lượng chất ức chế trong hỗn hợp nước.
XL (%) : % khối lượng nguyên chất của chất ức chế.
RL
Rw
I XX
Xmm
.
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 The university of technology in HCM city 72
Phương pháp tính chất ức chế METHALNOL
Phần Methanol bốc hơi bị mất theo pha khí và lỏng
Được xác định theo mất trong pha lỏng:
HCLIQ = 0,4 kgMeOH/m3
Chất lỏng mất trong pha khí:
HCVAP = C*F*XR
C tra hình 15.
mI_TOTAL = ( mI WATER + mI HC LIQUID + mI VAPOR).SF
SF hệ số an toàn 1,1 đến 1,2.
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 73
Hình 14: Đồ thị qui đổi phần mole của nước ra phần trăm khối lượng
methanol trong dung dịch
Phương pháp tính chất ức chế METHALNOL
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
11/14/2013 74
Hình 15: Đồ thị tra hệ số C
Phương pháp tính chất ức chế METHALNOL
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
DEHYDRATE BẰNG CÁC CHẤT ỨC CHẾ Ethylene Glycol
Hình 16: Đồ thị tra nồng độ Ethylene Glycol
Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Ví dụ:
3,5x106std m3/d khí thiên nhiên từ giàn khí tại 40oC và 8000kPa.
Nhiệt độ hình thành hydrat của khí là 17oC. Khí từ phía bờ là 5oC
và 6500kPa. Khí ngưng tụ khai thác tích tụ là 60m3/106 std m3. Tính
lượng Metanol và 80 % EG theo khối lượng (%m) yêu cầu để ngăn
ngừa sự hình thành hydrat trong đường ống.
Giải (theo hệ SI)
Bước 1: Nhiệt độ hình thành hydrat là = 17oC
Bước 2: Nhiệt độ thấp nhất trong hệ thống = 5oC
Nên:
“d” = 17 – 5 = 12oC
11/14/2013 Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM 76
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Giải (tt)
Bước 3:
Lượng nước vào tại 40oC và 8000kPa = 1000kg/106 std m3
Lượng nước ra tại 5oC và 6500kPa = 160kg/106 std m3
Lượng nước tích tụ:
11/14/2013 Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM 77
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Giải (tt)
Bước 4:
Tính nồng độ chất ức chế:
Bước 5:
Khối lượng chất ức chế:
11/14/2013 Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM 78
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Giải (tt)
Tính tổn thất trong pha hydrocacbon
Trong pha hơi:
– Tra hình 17 tại 5oC và 6500kPa, ta có:
– Tổn thất:
– Tổn thất trong pha hơi:
Trong pha lỏng: sử dụng 0,4 MeOH/m3 condensate
– Tổn thất trong pha lỏng:
11/14/2013 Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM 79
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Giải (tt)
Tính tổn thất trong pha hydrocacbon (tt)
Tổng tổn thất: = 880 + 1370 + 80 = 2330kg/d = 0,12 m3/h
Đối với 80% EG – Tính XR từ phương trình:
Khối lượng chất ức chế yêu cầu trong nước:
11/14/2013 Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM 80
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 17a: Trạng thái cân bằng Hơi-Nước của MeOH/Nước
11/14/2013 Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM 81
Copyright 2008
Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí
Hình 17b: Trạng thái cân bằng Hơi-Nước của MeOH/Nước
11/14/2013 Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM 82
Các file đính kèm theo tài liệu này:
- 38_compatibility_mode__4455.pdf