Заболевания птиц, вызываемые сальмонеллами

Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України

Полтавський національний технічний університет імені Юрія Кондратюка

Факультет нафти та газу

Кафедра видобування нафти і газу та геотехніки

Розрахунково-графічна робота

Виконала:

студентка гр. 501-ММВ

Сукнаренко А.В.

Перевірив:

М.М.

Полтава 2011

Зміст

Вступ

. Газові гідрати у екосистемі Землі

. Газові гідрати у природі

3. Визначення термодинамічних умов утворення газогідратів по спрощеним методикам

Висновок

Література

Вступ

Родовища гідрату природного газу (МП) відкриті у 1964-1966 роках становлять собою значний газовий ресурс. Використання природного газу з гідратів значно покращує енергетичний баланс світу в наступних десятиліттях. Потенційні запаси газоподібних вуглеводнів, можуть достигать 1916 * 1012 Т.Н.Е. (Тонн нафтового еквіваленту). Один т 'гідрату містить від 70 до 210 тл3 газу. Гідрат метану містить 164.6 метану в 1 тп "1 гідрату. Більше 98% зустрічаються покладів гідратів зафіксовані у відкритому морі, главним чином в перехідних зонах океанського конгннентального шельфу. Більш ніж 90 родовищ гідрату відкрито у світі. Родовища газу в стані гідрату виявлялися в кожній частині світу, де проводилися дослідження. Останнім часом одне з найбільших МГГ було виявлено в офшорі Австрало на глибині 1000 - 4000 м (15 листопада 1999 року). Родовище знаходиться в 240 км від західного узбережжя Нової Каледонії і приблизно на 600 метрів нижче морського дна. Поклади гідрату становлять 80 тис. км2. Запас газу в цьому родовищі може досягати 10-200 квінтильйонів т3.

Як відомо України потребує енергоносіїв, і тому доречно відмітити, що в 1964-65 роках і до цього дня відкриваються багатющі поклади метанового газу в акваторії Чорного і Азовського морів з запасами не обчислюваними за попередніми підрахунками 30-60 трильйонів кубометрів газу . Більш ніж 75% цих запасів може експлуатуватися з використанням існуючих технологій. Глибина експлуатаційних свердловин, як оцінюють, є менш 600-800 м нижче морського дна у відкладеннях. Проведений газ може транспортуватися під тиском у вигляді газу в рідкому стані, також в охолодженому стані гідрату. Різновиди використовуваних технологій для видобутку свободного газу з-під родовищ гідрату і з самих гідрат родовищ залежать від геології конкретного регіону. На сьогодні, економічно вигідним є розробка родовищ гідрату при глибинах до 2-х км для витягуметану з газогндратних покладів з урахуванням збереження біосфери моря. Безумовно, це зажадає значні грошові капітали, і звичайно, без вітчизняніських та іноземних інвесторів цю проблему буде складно позитивно решити.

У зв'язку з викладеним автори визнали за необхідне привернути увагу спеціалістів і керівників підприємств, комерційних фірм до проблеми видобутку метанового газу з морських газогндратних покладів Чорного і Азовського морів.

Оскільки проблема умов освіти метаном, розвідки і видобутку газу з газогндратних покладів висвітлені розрізнено в різних вітчизняних і зарубіжних виданнях автори визнали за необхідне узагальнити ці проблеми.

Автори заздалегідь дякують читачів за критичні зауваження та пожелавання.

Автори висловлюють щиру вдячність доктору хімічних наук проф. В. Ю. Третііінку і кандидату технічних наук В. В. Трачсвскому за проведення лабораторних та стендових досліджень умов утворення і властивостей газогідратів з метановим газом на молекулярному рівні та ознайомлення з роботами вітчизняних і зарубіжних вчених.

1. Газові гідрати у екосистемі Землі

Незважаючи на дуже довгу історію газових гідратів (ГТ) і сузір'я [15], видатних учених, які вивчали їх, вони (як і інші клатрати) залишалися для хіміків загадковими сполуками, оскільки не вкладалися в рамки традиційних уявлень про хімічну спорідненість, а часом вступали в явне протиріччя з ними. Більше того, у міру розвитку теорій хімічного зв'язку, цілком успішно пояснюють величезне різноманіття хімічних сполук, клатрат-ні гідрати залишалися "поза законом", оскільки жодна з цих теорій не могла пояснити їх. До того ж існують тільки за

Рис 1 Розташування тони стабільності гідрату метану в морі і на суші : 1 -крива рівноважних умовгідратообратоіанія метала

рахунок слабких міжмолекулярних взаємодій між компонентом-гостем і компонентом-господарем і їх пропросторової комплементарності (зараз сполуки, в основі яких лежать ці принципи організації хімічної материн, виділені в особливий розділ науки, названий супрамолекулярної хімією) газові гідрати є надзвичайчайно важким об'єктом для вивчення, Все це, мабуть, і було причиною незаслужено низького інтересу хіміків до досліджуваних сполук.

У середині 30-х рр.. нашого століття підвищену увагу до газових гідратам було ініційовано промисловцями у зв'язку з вкрай несприятливими явищами закупорки трубопроводів "снігом" з позитивною температурою плавлення при транспортуванні природного газу (як з'ясувалося надалі-газовими гідратами). Велика кількість робіт прикладного характеру, що з'явилися в цей час, не дуже багато дало для розуміння природи газових гідратів Лише в середині нашого століття, коли практичні одночасно з'явилися кілька структурних робіт, що виявили їх клатратное природу, ореол загадковості з них було знято.

Слідом за структурними роботами з'являються теоретичні стагістіко-термодинамічні моделі клатратів освіти, розроблені Ван-дер-Ваальса, Баррерою і Стюартом. Таким чином, клатратное гідрати знаходять "право на існування".

У результаті відкриття можливості існування газових гідратів в недрах Землі і що з'явилася потім серії досліджень, які виявили практично невичерпне джерело палива у вигляді газових гідратів в надрах Земли і на дні Світового океану [11-13], в даний час знову виник "вибуховий" інтерес до цих сполук. Сьогодні запаси вуглеводневої сировини (в основному метану) у газогідратного вигляді оцінюються приблизно в 2 * 101 м3, що помітно перевищує запаси палива у всіх інших видах, разом узятих (рис.1). Однак практичний інтерес до газових гідратів пов'язаний не тільки з перспективою використання їх як палива і хімічної сировини, але і з забезпекоенностью тим, що в результаті виділення метану в атмосферу при розробці газогндратних родовищ неминуче виникнуть серйозні екологічні проблеми. Одна з можливих і найбільш переглядається сьогодні - підсилення парникового ефекту (питоме поглинання метаном теплового випромінювання.

Землі приблизно в 21 разів вище, ніж вуглекислим газом), що може викликати глобальний зміна клімату. Існуючі поблизу кордону своєї стійкості, ці колосальні обсяги газогідратів розглядаються як можливий глобальної зміни клімату в минулому [14]. Нестійкість газогідратів як геологічних утворень може призводити і до локальних катастроф - (підводним грязьовим вулканам, викидів газу і т. д.).

Зараз стає очевидним, що без фундаментментальних знань у цій галузі вивчення діаграм стану (термодінамічних областей стійкості), кінетики та механізмів утворення та розкладання цих сполук, - навряд чи можна успішно вирішувати як технологічного і питання, пов'язані з газогідратного системам, так і пов'язані з ними екологигічні проблеми

. Газові гідрати у природі

Величезні кількості газових гідратів, в основному у вигляді гідратів метану, залягають в земній корі в полярних районах суші і на всіх географічних широтах Світового океану. Кількість відкритих газогідратньгх родовищ на Землі швидко зростає, і дані навіть двох-, трирічної давності часто виявляються сильно застарілими. Висловлюваний нами далі матеріал грунтується на тих уявленнях, які дані в книзі [119]. і матеріалів двох міжнародних конференцій з газових гідратів, які відбулися в 1993 р. в США і в 1996 р. у Франції.

Принципи залягання і склад

Перш за все можливість залягання газових гідратів визначається наявністю відповідних термобаричних умов. На Землі такі умови існують в придонних областях глибоких озер, морів і океанів, а також на континентах і островах в області розвитку вічної мерзлоти і покривних льодовиків. Легко накласти Р, Т-залежність, що описує кордон стабільності гідрату в системі метан - вода, на реальні термобарические умови, наявні в природі в конкретному розрізі земних надр. Вважаючи лінійним зростання тиску зі збільшенням глибини і знаючи розподіл температур по розрізу, можна побудувати діаграми, що дають уявлення про інтервал глибин можливого залягання газогілрата.

Такі діаграми широко використовуються п геології. до суші в області зон и вічної

мерзлоти. Інтервал глибин,

обмежений точками перетину

кривої рівноважних умов

освіти гідрату в

температурним градієнтом розрізу, отримав назву зони стабільності газогідрату. Вище зони-занадто низькі тиску, нижче-занадто високі температури. Облік конкретних геохімічних умов (реального складу природного газу та мінералізації поровон води) вносить певні поправки в товщину і місце розташування зони стабільності, проте якісно не змінює картину. За площею зона стабільності відповідає більшій частині поверхні земної кулі, товщина її досягає кілометра і більше.

Практично всі відкриваються родовища газогідратів знаходяться в межах зони стабільності. Разом з тим. очевидно, наявність зони не є достатньою умовою існування газогідратів.

Цікаво, що це не є і необхідною умовою. При негативних температурах гідрати можуть існувати в метастабільних станів за рахунок так званого "явища самоконсерваціі" (ефекту, коли утворюється на поверхні разлагаешегося гідрату лід охороняє газогідрат від подальшого розкладання). У природі такі гідрати, що залишилися як релікт від колишніх епох, виявлені в розрізі Ямбурзького родовища газу (північ Західного Сибіру).

Крім термодинамічних умови величезну роль в освіті та збереженні газогідратпих родовищ грають наявність і геологічні параметри порід, що знаходяться (чи що були у попередні епохи) як в зоні стабільності, так і за її межами. Як видно на рис. 1.4, зона стабільності в підводних областях простягається вище поверхні дна. Однак щільність газогідратів метану помітно нижче щільності води, тому існування газогідратів в цій частині зони неможливо. У межах газогідратоносних областей гідрати зустрічаються локально, скупченнями. Зазвичай вони дисперговані в товщі пухких опадів, утворюючи пласти і прошарки гідратосоасржашіх порід. В основному ці відкладення розташовані в нижній чаші зони стабільності і приурочені до пісків, пісковиків і т. і., рідше до Ілам, пористим глин і глинистих сланців. Частіше відкладення спостерігаються поблизу газонафтових та вугільних родовищ, поруч із скупченням гниючої біоматерін та інших джерел газу. У принципі ж, як показують натурні дослідження, газогідрати мотут залягати практично в будь-яких породах, заповнюючи Перове простір, каверни, тріщини і. можливо, навіть розсовуючи шари порід при накопиченні. Гідрат може виступати як акцесорний мінерал (практично не впливає на властивості вміщає породи), як породоутворюючий матеріал (зцементовані гідратами відкладення) і навіть як мономінеральна порода . Так, в результаті глибоководного буріння в Тихому океані на захід від Гватемали в області піддонних глибин близько 250 м виявлено майже суцільна біла газогідратного тіло товщиною 3-4 м.

Накопичення газових гідратів в природі - тривалий геологічний процес, який триває і сьогодні . До теперішнього часу зусиллями багатьох дослідників показано, що утворення гідратів природних газів вимагає перегляду низки принципових положень традиційної геології вуглеводнів. Геологічні моделі освіти гідратів розглядаються в багатьох роботах. Головною причиною всіх ситуацій є тривале збереження відповідних для гідратоутворення термобаричних умов. Серед ключових моментів у цих процесах-походження і шляхи міграції гідратообразующіх флюїдів в зону стабільності газових гідратів, наявність відповідних ємнісних порід і пасток для газу в межах зони.

Аналіз складу газових гідратів вказує на їх існування в природі у формі двох кубічних структур: КС-1 і КС-П, Передбачається також існування гідратів гексагональної структури III , однак вичерпних доказів немає. Вважають, що в більшості випадків реалізується структура КС-1. При цьому міститься в гідратах газ зазвичай більше ніж на 98-99% складається з метану з невеликими домішками інших вуглеводнів, вуглекислого газу, сірководню, азоту, кисню, аргону і т. д. Іноді вуглекислий газ і сірководень становлять кілька відсотків, а у Середньо -Окинавськой жолобі у відкритих зразках гідратів вуглекислий газ виявився переважаючим. Зауважимо, що зміст гелію в газовому складі гідратів в 4-5 разів нижче, ніж у повітрі, а збільшений вміст гелію в газі природних родовищ вказує на наявність поблизу родовища газогндратних покладів .

Коли в газовому складі гідрату зміст пропану більше, ніж етану, передбачається структура КС-П або принаймні співіснування двох структур. Так. в гідратах, здобутих з кількох свердловин у Мексиканській затоці, вуглеводневий склад газу був наступним: метан 62-78%; етан 4-9%; пропан 14-23%; бутани 4-6% і проведене тільки в одному випадку експериментальне дослідження дійсно виявило структуру КС-11. Щодо великий вміст гомологів метану пов'язують з термогенним походженням газу в гідрату. Структура КС-II також, мабуть, реалізується для гідратів повітря, що знаходяться в толше крижаних покривів Антарктики і Гренландії. На закінчення відзначимо, що не тільки хімічний, а й ізотопний склад газових гідратів дозволяє судити про їх походження.

Методи виявлення

Прямим методом докази існування газових гідратів в розрізі є їх безпосереднє розтинання. Для цього використовують відбір кернів або грунтових колонок. Метод досить дорогий, вимагає кропіткої роботи, часу і, нарешті, далеко не у всіх випадках придатний. Тому зараз його намагаються використовувати лише для підтвердження наявності гідратів, але не з метою пошуку. Всі інші численні методи виявлення вважаються непрямими, так як жоден з них не може дати стовідсоткової впевненості в наявності або відсутності гідратів.

Огляд методів виявлення газових гідратів з посиланнями на відповідну літературу можна знайти в монографіях. Обмежимося коротким розглядом гріх типів непрямих ознак.

Ознаки в кернах. Часто ГГ встигають розкластися в процесі доставки керна на поверхню або в самому процесі розкриття. Реакція розкладання ГГ ендотермічну, Тому температура витягнутого керна часто виявляється на 2-10 градусів нижче температури тієї частини розрізу, звідки його було взято. Іншими ознаками служать особливості газовиділення. підвищена вологість кернів, знижена солоність парової води. Найбільш об'єктивні результати випробувань у герметичних пробовідбірника: поступовий відбір газу з термостатированной пробовідбірника і порівняння тиску цього газу з одновесни тиском дисоціації гідрату.

Особливості сейсмічного запису. Відомі кілька видів сейсмічних аномалій, обумовлених породами, що містять газогідрати. Зупинимося на найважливішій з них. Це спостереження так званих псевдодонних відображень. На сьогодні за допомогою ВЗК знайдено більшість родовищ субмаріяних газових гідратів.

На лепта сейсмозапісі ВЗК проявляється як потужний відбиток, горизонт якого субпараллелен морському дну. Величина ВЗК досягає 30-50% коефіцієнта відбиття від дна і має протилежний за ним знак. Грубої математичної моделлю горизонту ВЗК є плоска поверхня, розділющая два середовища з різними пружними властивостями . Отрнцательную полярність ВЗК можна пов'язати з тим, що швидкість звуку в вищерозміщеної середовищі вища, ніж у нижележащей, тобто спостерігається так звана "швидкісна інверсія".

Сучасне пояснення зв'язку ВЗК з відкладеннями вих гідратів наступне. У міру потовщення осадового чохла на морському дні температура в підставі зони стабільності 1азових гідратів підвищується. Зона стабільності повільно повзе вгору. Гідрати, що перебували у підошви зони стають пеетаоільнимі і розкладаються. Частина газу знову переходить у гідрат відразу над підошвою зони. Утворюється чітка межа двох середовищ. Верхня середовище являє собою консолідовані гідратонасищенние породи, нижня-породи, що містять у порах вільний газ. ВЗК відповідає цій межі, тобто фактично змальовує підошву зони стабільності. Найбільш важливі докази гідратообусловлеппой природи В5К - збіг розрахованих на його рівні температур і тисків з їх рівноважними значеннями в системі природний газ - морська вода і безпосередні експерименти з відбору зразків. Зауважимо, що у покрівлі зони стабільності відсутня чітка межа, тому вона не має помітного відгуку на стрічках ссйсмозапісі.

Каротажні характеристики про під геофізичні дослідження в свердловинах особливо важливі для виявлення газогідратних родовищ суші. Судження про наявність гідратів робляться за результатами комплексу геофізичних вимірювань: щільності, питомої опору, кавернометріі, вимірів швидкості звуку, спонтанної поляризації, швидкості буріння і т. д.

3. Визначення термодинамічних умов утворення газогідратів по спрощеним методикам

Визначення температури гідратоутворення за допомогою універсальної формули Понамарева

Температуру гідратоутворення tр (оС) в залежності від тиску Р (кгс/см2) визначають по формулою :

для додатньої температури:

р=18,47·lg·P-B1

р-рівноважна температура гідратоутвореннякоеф в залежності від відносної густини газу

Поняття відносної густини р введене по наступних міркуваннях. Рівноважні умови існування гідратів залежать від складу газу, який може приблизно характеризуватися щільністю або молекулярною масою, хоча строгої залежності немає.

Якщо підрахувати суму парціальної густини гідратоутворюючих компонентів  що входять до складу даного газу, і розділити її молярних доль гідратоутворюючих компонентів , то отримана величина  буде строгіша характеризувати гідратоутворюючу здатність газу.

При цьому до гідратоувторюючих компонентів слідує відносься метан, етан, пропан, бутан, вуглекислий газ і сірководень.

Розрахуємо температуру гідратоутворення для таких умов Р=143 кгс/см2 та 110 кгс/см2 В завданні дано склад газу в об.% долях проте однакові об'єми газів містять рівне число молі, специфікація складу суміші на об'ємній основі еквівалентна молярному базису, т.е

= vi

Тут xi- це мольне частка i-суміші ; а через vi позначається її об'ємна частка.

Із таблиць вибираємо значення коеф. B1=13,72

Температура гідратоутворення :

р=18,47·lg·P-B1=18,47·lg143-13,72=26,09 р=18,47·lg·P-B1=18,47·lg110-13,72=23,98

де yi - мольна частка і-го компоненту природного газу в газовій фазі (на безводій основі);xi - - мольна частка і-го компоненту природного газу в гідраті (також на безводій основі).

Якщо склад газу відомий і для даних умов знайдено значення констант, то можна обчислити xi із співвідношення

Якщо сума  менше одиниці, то за даних умов концентрацій гідратоутворюючих компонентів в газі недостатньо, щоб утворити гідрати. Рівноважні умови утворення фази гідрата і гідратоутворюючих компонентів природного газу виражаються рівністю

гідрат природний газ

Величини констант рівноваги залежать від тиску, температури, а також і від складу газу.

Визначаємо константи рівноваги для кожного компоненту відповідно Р=143 бар, t=20 C

Для -1,09, -0,79,-0,25, =0,4, -2

Отже, при заданих умовах гідрати не утворяться

Визначення розподілу температури по довжині шлейфу

Дано:  =20  =6  =14500 м3/добу =0,23м

- тиск на початку і в кінці трубопроводу

-довжина трубопроводу

-температура на початку трубопроводу

-середня температура навколишнього середовища

Параметр Шухова для газопроводу :

,

G-витрата газу кг/доб

- теплоємкість газу

- внутрішній діаметр трубопроводулінійний коєф. теплопередачі від газу в навколишнє середовище

-коеф. Джоуля-Томсона

=(9,02+4,5)/18,25=0,74 ккал/кг*град

де

-поправка на ізобрану теплоємність

-теплоємність газу в ідеальному стані (з табл.)

М-молекулярна маса (з табл.)

Визначаємо приведені параметри

Згідно цих параметрів визначаємо =4,5 ккал/моль*град

Коєф Джоуля-Томсона визначаємо згідно діаграми

Тиск 143 та 110 кгс/см2 температура 20 С

Коефіцієнт теплопередачі визначаємо згідно діаграми в залежності від діаметру та витрати газу

, Визначення зони можливого гідратоутворення в шлейфах

Отже при даних умовах , гідрати в шлейфі не утворюються.

Визначити добову витрату інгібітора для ліквідації гідратних відкладів у газопроводі.

Кількість інгібітора q1 (в кг на 1000 м3 газу) для ліквідації гідратних відкладів в газопроводах визначається по формулах :

Для інгібіторів, CН3ОН,

W1 і W2 - вміст вологи у газі на початку і в кінці трубопроводу, кг/тис. м3. для діапозона температур вологовміст газу W (кг/тис. м3) при тиску Р(МПа) можна визначити по формулі:

С1 і С2 - концентрація вводимого, в потік газу і відробленого інгібітора, масові %. Концентрація С1 для метанол (CН3ОН) складає 93+95% мас. Приймаємо 94%. Концентрацію відробленого інгібітора С2 (% мас) для CН3ОН Геммершмідта

де коефіцієнти К і М характеризують тип інгібітора гідратоутворення, значення яких приводяться нижче згідно

-пониження температури гідратоутварення, оС.Для трубопроводів (викідних ліній) . Де t2-температура на виході з трубопроводу, оС;

ГО-температура гідратоутворення, оС.=-1<0 тоді використовуємо формулу

З рівняння с2 дорівнює:

Добову витрату інгібітору Q1(кг/доб)визначають по формулі:

=q1·q

де q-витрата газу при стандартних умовах, тис.м3/доб.

1.      Вибір способу ліквідації газогідрат них відкладень

Гідрати в газопроводі утворюються в тих випадках, коли точка роси газу, що транспортується, рівна або вище за робочу температуру газу. Знаючи склад, вологість газу, що транспортується, зміну температури і тиску в газопроводі, можна заздалегідь визначити можливі зони утворення гідратів і замінити заходи щодо їх предотвращенію.1. Підтримка температури газу вище за температуру гідратоутворення шляхом попереднього [...]

Гідрати в газопроводі утворюються в тих випадках, коли точка роси газу, що транспортується, рівна або вище за робочу температуру газу. Знаючи склад, вологість газу, що транспортується, зміну температури і тиску в газопроводі, можна заздалегідь визначити можливі зони утворення гідратів і замінити заходи щодо їх запобігання.

. Підтримка температури газу вища за температуру гідратоутворення шляхом попереднього підігріву газу. Наприклад, в крапці В, де можливе випадання гідратів, газ підігрівають до температури, відповідній точці Грама, і подальша його зміна йде по кривій 4, яка лежить вище за криву гідратоутворення. Широке застосування цей спосіб знайшов тільки в технологічних схемах підготовки газу на газових промислах і ГРС.

. Зниження тиску газу в газопроводі нижче за рівноважний тиск утворення гідратів. Застосування цього способу економічно невигідно, оскільки при цьому знижується витрата в газопроводі. Якщо на якій-небудь ділянці газопроводу утворилася пробка гідрата, то її можна розкласти зниженням тиску. Для цього ділянку відключають шляхом перекриття лінійних замочних кранів, звільняють від газу, перекачуючи його в сусідній газопровід або випускаючи в атмосферу через свічки з обох боків до певного тиску. Контроль за зниженням тиску здійснюють по манометрах, встановлених на обвідних лініях кранів. При цьому забороняється створювати перепад тиску на пробці гідрата або проводити одностороннє звільнення газу щоб уникнути руху пробки, який може привести до руйнування лінійного крана. При проведенні вказаних робіт повинен забезпечуватися надійний зв'язок між тими, що працюють. Цей метод дає позитивний ефект при ліквідації пробки гідрата, що утворилася при позитивних температурах.

. Введення в газопровід інгібіторів - речовин, що перешкоджають гідратоутворення. Як інгібітори застосовують метиловий спирт, розчин діетиленгліколя (ДЕГ), триетиленгліколя (ТЕГ) і хлористого кальцію. Введені в потік газу інгібітори частково поглинають водяні пари і переводять їх в розчин, не створюючий гідратів або створюючий їх при нижчих температурах. На магістральних газопроводах як для ліквідації пробок гідратів, що вже утворилися, так і для профілактичних заливок з метою попередження гідратоутворення найчастіше застосовують метанол.

Висновок

З іншого боку, газові гідрати є об'єктом супрамолекулярної (надмолекулярної) хімії - щодо нової, інтенсивно розвивається області знання - і з цієї причини становлять інтерес для фундаментальної науки.

Будучи надмолекулярних сполуками, тазові гідрати малостійкі, надзвичайно чутливі до змін термодинамічних умов, а в природі утворюються й існують поблизу кордону своєї стабільності. Навіть відносно невеликі зміни термобаричних умов залягання можуть призвести до розкладання природних газових гідратів, кількості яких величезні, і в результаті до неконтрольованих викидів, витокам газу в атмосферу, вибухів, пожеж, з'явитися причиною механічної нестійкості інженерних споруд, а також багаторазово посилити парниковий ефект. У силу цих обставин газові гідрати є важливим компонентом приповерхневих геосфер, який може серйозним чином впливати на екологічну обстановку, більше того, на глобальні кліматичні зміни.

В даній роботі ми провели розрахунки умов утворення гідратів за допомогою різних методик, визначили що при заданих умовах гідрати не утворюються, надалі для зниження можливості утворення гідратів слід проводити періодичні заміри тиску і температури . Якщо в процесі експлуатації газопроводу утоворяться гідрати пропоную застосувати інгібітор Метанол, методика розрахунку дозволяє визначити кількість інгібітору яка потрібна для попередження гідратоутворення в шлейфі.

Література

1.В. Г. Васильев, Ю. Ф. Макогон. Ф. А. Требин и др., В сб.: Открытия, изобретения, промышленные образцы, товарные знаки. ЦНИИПИ. Москва. 1970,40. с. 4.

2.Ю. Ф. Макогон, Ф. А. Требин. А. А. Трофимук и др.. ДАН СССР, 196, 1 (1971)203

3.Ю. Ф. Макогон, А. А Трофимук, В. П Царев, Н В. Черский, Геология и хофнзика.,4 (1973) 3.

4.А .А. Трофимук. Н. В Черский, В П. Царев. ДАН СССР, 225. 4(1975)936.