Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними

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.

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. 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. Более 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, 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.

 

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. При сопоставлении величины понижения равновесной температуры гидратообразования, в присутствии растворов хлористого лития в зависимости от его концентрации с аналогичными характеристиками других антигидратных ингибиторов установлено, что исследованные растворы наиболее эффективны. Так, если растворы хлористого кальция плотностью 1,08 снижают равновесную температуру на 3,5°С, то растворы хлористого лития этой же плотности приблизительно на 14°С. Дальнейшее повышение плотности раствора хлористого лития приводит к еще большему эффекту. При растворе плотностью 1,1 кристаллогидраты не были получены даже тогда, когда давление в системе было поднято до 240 кгс/см2, а температура снижена до 0,9°С. Этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) применяются в качестве антигидратных ингибиторов. 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.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 4.11), а также малую растворимость в углеводородных газах, что значительно снижает его потери.Гликоли с водой также смешиваются в любых соотношениях. Плотность водных растворов гликолей и температуру их замерзания можно определить по графикам . 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. Наиболее радикальным способом предотвращения в системе газоснабжения гидратов и водяных пробок образования является осушка газа. Специальные установки по осушке газа размещаются обычно на УКПГ или на головных сооружениях магистральных газопроводов. Существующие способы осушки при подготовке газа к дальнему транспортированию подразделяются на две основные группы:

1). сорбционные - поглощение  влаги жидкими (абсорбция) и твердыми (адсорбция) сорбентами;

2). охлаждением газового  потока с дополнительным компримированием  и без него.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа. Наиболее распространены два способа осушки газа: с использованием жидкого поглотителя - ДЭГ, ТЭГ и твердого поглотителя - силикагеля, активированной окиси алюминия (боксита) и цеолитов. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор, размер которых составляет единицы и десятки ангстрем. Удельная поверхность составляет сотни квадратных метров на 1 г поглотителя. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре поглотителя и испаряется при подогреве. Методы абсорбции ди - и триэтиленгликолями обеспечивают снижение точки росы на 24 - 40°С. Практика показала, что влагосодержание газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, должно, составлять, не более 0,05 - 0,1 г/м3. Осушка газа предотвращает гидратообразование и снижает внутреннюю коррозию газопровода. Жидкий сорбент, пригодный для осушки природных газов, должен удовлетворять требованиям: высокая взаимная растворимость с водой; низкая стоимость; антикоррозийность; стабильность по отношению к газовым компонентам; стабильность при регенерации; простота регенерации; малая вязкость; низкая упругость паров при температуре контакта, малое поглощение углеводородных компонентов газа; низкая способность к пенообразованию или образованию эмульсии.В наибольшей степени этим требованиям отвечает диэтиленгликоль: (СН2CH2OH) 2O, представляющий собой прозрачную глицериноподобную жидкость с температурой кипения 245°С и температурой замерзания минус 9°С. Плотность ДЭГ - 1,116 кг/м3. Для осушки газа с целью снижения точки росы до минус 15 - минус 20°С используется ДЭГ концентрации 99 - 99,5 %. Необходимое количество ДЭГ можно рассчитать по формуле: Q = (W1 - W2) c2/ (c1 - c2),  где Q - расход ингибитора, кг/1000 м3 газа; W1 - влагосодержание газа до ввода в него ингибитора (берется по специальным графикам для пластовых условий), кг/1000 м3 газа; W2 - влагосодержание потока газа при условиях вывода ингибитора (например в сепараторе); с1 - концентрация вводимого раствора ингибитора, % вес. (величина заданная); с2 - концентрация выводимого раствора, % вес., величина либо заданная, либо определяемая. Процесс абсорбции проходит в сравнительно узких температурных пределах. Верхний предел температуры абсорбции определяется потерями гликоля в результате испарения. Практически верхний температурный предел составляет около 35°С. Требуемая температура абсорбции определяется границей, до которой может быть охлажден регенерируемый гликоль входящим газом, теплотой абсорбции поглощенной воды и газоконденсатным отношением. Низкий температурный предел абсорбции определяется влиянием вязкости гликоля на поглотительную способность воды. Минимальная температура процесса примерно равна 10°С. Схема установки осушки газа гликолями предусматривает вакуумную регенерацию раствора; она предназначена для глубокой осушки газа. Поступающий газ проходит через входной сепаратор 1, в котором отделяется капельная влага. Затем он попадает в абсорбер - контактор 2 на нижнюю тарелку. Газ в абсорбере поднимается через тарелки вверх, контактируя с раствором гликоля, подающимся на верхнюю тарелку. Концентрированный раствор гликоля, постепенно насыщаясь, опускается в нижнюю часть контактора, откуда через теплообменник, выветриватель 5 и фильтр 6 поступает в выпарную колонну 7. В нижней части выпарной колонны поддерживается температура 150 - 180°С, а в верхней части 105°С. Регенерированный (концентрированный) раствор гликоля через теплообменник и холодильник снова подается на верхнюю тарелку абсорбера. Затем рабочий цикл начинается снова. Осушенный в абсорбере газ поступает в каплеотделитель 3, в котором отделяется уносимый капельный гликоль; газ из каплеотделителя уходит в газопровод. Раствор гликоля, определяемый в каплеотделителе, поступает через сбросную линию абсорбера на регенерацию. Для снижения потерь гликоля при регенерации в верхней части выпарной колонны обеспечивается холодное орошение; температура здесь поддерживается в пределах 80 - 105°С. Отходящие пары воды и гликоля из выпарной колонны через холодильник поступают в сборник конденсата 8, откуда пары воды эжектируются в атмосферу, а охлажденный гликоль поступает на орошение и хранение. В современных установках совмещаются многие процессы по подготовке газа к транспорту.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Таким образом, при современном уровне нефтегазовых технологий трудно ожидать, что себестоимость добываемого газа из гидратов будет сопоставима с аналогичным показателем традиционных газовых месторождений. Это обусловлено большими проблемами и сложностями, возникающими перед разработчиками и исследователями. Однако уже сейчас газовые гидраты можно сравнить с другим нетрадиционным источником газа - метаном угольных пластов. Еще двадцать лет назад считалось, что добывать метан из угольных бассейнов технически сложно и невыгодно. Теперь только в США ежегодно добывается порядка 45 млрд м3 из более 10 тыс. скважин, что достигнуто за счет развития нефтегазовой науки и создания новейших технологий газодобычи. По аналогии с угольным метаном можно сделать вывод , что добыча газа из гидратов может оказаться вполне рентабельной и начнется в ближайшей перспективе.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. Бухгалтер Э.Б. Метанол  и его использование в газовой  промышленности, - М: Недра, 1986, 283 с.

2. Н.Н. Кабанов. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве реагента. - М.: ВНИИЭгазпром, 1996,19 с.

3. В.А. Истомин. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1990 г., 213 с.

4. Технология синтетического метанола. М.М. Караваев, В.Е. Леонтьев, И.Г. Попов, Е.Т. Шепелев. - М.: Химия, 1984 г.,239 с.

5. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.