Борьба с гидратообразованиями в системе сбора УКПГ-1в Ямбургского месторождения

Наиболее распространенным из них  является метод визуального определения  точки росы, который дает хорошие  результаты при отсутствии конденсации углеводородов. По данному методу точка росы может быть определена с точностью ± 0,1 °С. Однако этот метод не применим при определении точки росы газа, осушенного растворами диэтиленгликоля, из-за конденсации в газе.

Вторым распространенным методом  для определения влагосодержания  газа является абсорбционный при помощи диэтиленгликоля с последующим титрованием раствора до полного отделения воды, абсорбированной из газового потока. Титрометрическим методом влагосодержание природных газов определяется с точностью до 0,01 г/м³ как при низких, так и при высоких давлениях.

Влагосодержание природных газов, насыщенных парами воды, при нормальных  условиях можно определить и по номограмме. На ней нанесена равновесная кривая гидратообразования, ограничивающая определенную область, в которой влагосодержание газов должно определяться из условия равновесия паров воды над гидратами. Определение влагосодержания по данной номограмме дает ошибку, не превышающую 4 %, что вполне допустимо.

Влагосодержание природного газа растёт с повышением температуры и падает с повышением давления. Кроме того, влагосодержание уменьшается с увеличением молекулярного веса, а также с увеличением солености воды.

5.2 Состав и структура гидратов

 

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют твердыми растворами внедрения, а иногда соединениями включения.

5.3 Места образования гидратов

 

Знать места возможного гидратообразования очень важно для своевременного их предупреждения.

Для правильного определения места  образования гидратов необходимо знать  состав газа, его плотность, изменения  давления и температуры и влажность  газа.

Зная влажность и состав подаваемого  газа, а также зависимость этих параметров от давления и температуры, можно определить время начала образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе.

Если точка росы лежит выше равновесной  кривой гидратообразования, гидраты  образуются в точке пересечения  линии изменения температуры в газопроводе с кривой равновесной температуры гидратообразования. Если точка росы лежит ниже равновесной кривой, но выше минимума температурной кривой в газопроводе, гидраты образуются в точке росы. В условиях, когда точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования и ниже кривой изменения температуры в газопроводе, гидратообразование невозможно.

При создании условий гидратообразования на данном участке газопровода гидратная  пробка быстро нарастает по мере поступления воды и гидратообразователя. При этом пары воды выделяются из газа, что снижает их упругость на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки.

             5.4 Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок

 

Место образования гидратной пробки обычно удается определить по росту перепада давления на данном участке газопровода. Если пробка не сплошная, то в трубопровод через специальные патрубки, штуцера для манометров или через продувочную свечу вводят ингибитор. Если в трубопроводе образовались сплошные гидратные пробки небольшой длины, их иногда удается ликвидировать таким же путем.

Ингибиторы: 1 - глицерин; 2 - ТЭГ; З - ДЭГ, 4 - ЭГ;

5 - С₂Н₅ОН; 6 - NaCI; 7 - CaCI₂; 8 - MgCl₂

Рисунок 5.1 - Зависимость температуры замерзания воды от концентрации раствора

 

При длине  пробки, исчисляемой сотнями метров, над гидратной пробкой вырезают в трубе несколько окон и через  них заливают метанол. Затем трубу заваривают вновь.

Для быстрого разложения гидратной пробки применяют  комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора в зоне образования  гидратов снижают давление.

Ликвидация  гидратных пробок методом снижения давления. Сущность этого метода заключается в нарушении равновесного состояния гидратов, в результате чего происходит их разложение. Давление снижают тремя способами:

1) отключают  участок газопровода, где образовалась  пробка, и с двух сторон через  свечи пропускают газ;

2) перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов;

3) отключают участок газопровода  с обеих сторон пробки и  выпускают в атмосферу газ,  заключенный между пробкой и  одним из перекрытых кранов.

После разложения гидратов учитывают  следующее:  возможность накопления жидких углеводородов на продуваемом участке и образование повторных гидратоледяных пробок за счет резкого снижения температуры.

При отрицательных температурах по методу снижения давления в некоторых случаях не получают должного эффекта, так как вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом случае метод снижения давления используют в комбинации выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении гидратов, не замерзал (рисунок 5.1).

Разложение гидратов снижением  давления в комбинации с вводом ингибиторов  происходит гораздо быстрее, чем  при использовании каждого метода в отдельности.

Ликвидация гидратных пробок в трубопроводах природных и сжиженных газов методом подогрева. При этом способе повышение температуры выше равновесной температуры образования гидратов приводит к их разложению. На практике трубопровод подогревают горячей водой или паром. Исследования показали, что повышение температуры в точке контакта гидрата и металла до 30 - 40 °С достаточно для быстрого разложения гидратов.

5.5 Ингибиторы  для борьбы с образованием  гидратов

 

На практике для борьбы с образованием гидратов широко применяют метанол и гликоли. Иногда используют жидкие углеводороды, ПАВ, пластовую воду, смесь различных ингибиторов, например метанола с растворами хлористого кальция и т. д.

Метанол обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания. Упругость паров чистого метанола и его водных растворов определяют по графику.

Метанол - сильный яд, попадание в организм даже небольшой дозы его может привести к смертельному исходу, поэтому при работе с ним требуется особая осторожность.

           5.5.1 Ввод метанола

 

Наиболее распространен на газовых  промыслах способ подачи метанола (СН₃ОН) в струю газа. При этом он образует с парообразной и жидкой влагой спиртоводные смеси, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Пары воды поглощаются из газа, что значительно снижает точку росы, и, следовательно, создаются условия для разложения гидратов или для предупреждения их образования.

Основным условием эффективного действия метанола является взаимодействие паров  воды с парами метанола и дальнейшая конденсация их, что приводит к  значительному понижению влагосодержания газа. Наибольшая эффективность метанола может быть достигнута с применением его в качестве средства, предупреждающего гидратообразование, а не для разрушения уже образовавшихся гидратов. При этом метанол необходимо впрыскивать в газовый поток, обеспечив хорошее распыление и смешение с общим газовым потоком. Для борьбы с гидратообразованием на групповом пункте предусматривается одна (иногда две) метанольная установка (рисунок 5.2), состоящая из метанольного бачка 1, емкости для хранения метанола 2, ручного насоса 5 типа БКФ - 2, обвязочных трубопроводов и вентилей. Метанол вводится, как правило, после сепараторов первой ступени под избыточным давлением, равным разности между давлением высоконапорной скважины, с которой соединен метанольный бачок, и давлением скважин, в которые вводится метанол, что составляет около 30 - 50 кгс/см². Количество вводимого в газопровод метанола для разложения образовавшихся гидратов определяют по графикам (рисунок 5.3, 5.4).

1 - метанольный бачок; 2 - емкость для хранения метанола;

3 - емкость конденсата; 4 - штуцер регулируемый; 5 - ручной                        насос; 6 - сепаратор циклонный; К - линии конденсата

Рисунок 5.2 - Схема группового пункта сбора и очистки газа

 

Сначала следует найти необходимое  процентное содержание метанола в газе для разложения гидратов, а затем соответствующий этому проценту расход метанола в килограммах на 1000 м³ газа.

                                                                                        -10  -5      0      5      10     15    2O

                                                   Температура, °C

Рисунок 5.3 - Содержание метанола (в %) в газе, необходимое для разложения гидратов при различных давлениях и температурах

Рисунок 5.4 - Удельный расход метанола (кг/сут) для разложения гидратов, определяемый по содержанию метанола (%), давлению и температуре

5.5.2 Ввод электролитов

Для борьбы с гидратообразованием все большее применение находят электролиты и, в частности, водные растворы хлористого кальция. Это недорогой, безопасный и достаточно эффективный антигидратный ингибитор.

Водные растворы хлористого лития  также относятся к сильным  электролитам, а свойства гигроскопичности их гораздо выше, чем у хлористого кальция.

Ранее было установлено, что наиболее эффективным антигидратным ингибитором является 30 % - ный раствор хлористого кальция.

5.5.3 Ввод гликолей

 

Этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) применяются в качестве антигидратных ингибиторов.

В таблице 5.1 приведена характеристика гликолей.

По своим качествам гликоли  являются более сильными, но и более дорогими ингибиторами по сравнению с растворами хлористого кальция и метанолом. При использовании отработанный раствор обязательно регенерируется и используется вновь. Это значительно снижает  стоимость применения гликолей.

Таблица 5.1 – Характеристика гликолей

Гликоль	Температура замерзания, °С	Температура кипения, °С
С2Н6О2 (ЭГ)	От - 17,4 до - 12	197,2 (198 - 200)
С4Н10О3 (ДЭГ)	От - 10,45 до - 6,5	244,5 (245 - 250)
С6Н14О4 (ТЭГ)	- 5	280 – 290

 

Выбор гликоля зависит от состава  газа. Так, в магистральном газопроводе, где присутствует природный газ, лучше применять ЭГ. Однако в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах использовать ЭГ невыгодно из-за высокой упругости его паров. Для этих условий более подходят ДЭГ и ТЭГ. Следует отметить, что в единой системе сбора и транспорта газа следует применять один вид гликоля, что упрощает сбор и регенерацию отобранного раствора. С этой точки зрения целесообразнее всего применять ДЭГ.

Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) часто используют для осушки газа и в качестве ингибитора для борьбы с отложениями гидратов. Наиболее распространен как ингибитор диэтиленгликоль, хотя применение этиленгликоля более эффективно: его водные растворы имеют более низкую температуру замерзания, меньшую вязкость (рисунок 5.5), а также малую растворимость в углеводородных газах, что значительно снижает его потери.

 

А - ЭГ; б - ДЭГ; в - ТЭГ;

Содержание гликоля (%): 1 - 10; 2 - 25; 3 - 50; 4 - кривая замерзания

Рисунок 5.5 - Зависимость вязкости водных растворов гликолей от температуры

 

Гликоли с водой также смешиваются  в любых соотношениях. Плотность  водных растворов гликолей и температуру  их замерзания можно определить по графикам (рисунок 5.6 ). Наиболее низкие температуры замерзания этих растворов находятся в пределах концентрации 60 - 70%, которые являются оптимальными при использовании гликолей в качестве ингибиторов гидратов. Так как упругость паров гликолей при температуре образования гидратов небольшая, то они при вводе в трубопровод практически полностью остаются в жидкой фазе, что упрощает их улавливание для повторного использования.

Регенерация гликолей проводится до получения свежего раствора. Потери гликолей при использовании их в  качестве ингибиторов гидратов складываются из потерь при регенерации (термическое разложение и унос), потерь в результате неполного отделения от газа в сепараторах, растворения гликолей в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.

а - ЭГ. Температура (°С): 1 - 44; 2 - 156; 3 - 267; 4 - 378;

б - ДЭГ; в - ТЭГ. Массовая доля в %: 1 - 100; 2 - 90, 3 – 80, 4-70; 5 - 60;                       6 - 50; 7 - 40; 8 - 30; 9 - 20; 10 – 10

Рисунок 5.6 - Зависимость плотности  водных растворов гликолей от температуры

 

        1 - ДЭГ; 2 –  ЭГ                      1 - ЭГ; 2 - ДЭГ; 3 – ТЭГ

Рисунок 5.7 - Зависимость температуры  замерзания водных растворов гликолей от концентрации