Методы борьбы с образованием гидратов

Методы борьбы с образованием гидратов состоят в создании условий, при которых гидраты не образуются или, если они уже образовались, разлагаются. Для борьбы с гидратами применяют: снижение давления; повышение температуры; уменьшение парциального давления воды; последнее достигается вводом в газ ингибиторов гидратообразования или удалением из газа части воды, т. е. осушкой его.

Снижение давления достигается так называемыми продувками системы, т. е. к «стравливанию» газа. Применяется оно редко, так как приводит к потерям газа и нарушениям обычного ритма добычи его.

Повышение температуры газа обеспечивается подогревом его в местах возможного образования гидратов.

Подогрев осуществляется либо смонтированными вокруг трубы электроподогревателями, либо сжиганием части добываемого газа и использованием специальных теплоносителей, например, солевого раствора, который циркулирует в окружающей газопровод «рубашке». Но и эти методы не нашли большого распространения.

Чаще всего с образованием гидратов борются путем установления соответствующего режима работы скважины и газосборной системы, вводом в поток газа специальных ингибиторов или осушкой газа.

Первый метод состоит в установлении такого расхода газа, при котором температура в системе превышает равновесную температуру гидратообразова ния. Таким образом предотвращают образование гидратов, например, на Медвежьем месторождении.

Борьба с образованием гидратов с помощью ингибиторов

Известно много веществ, хорошо растворяющихся в воде и снижающих при этом упругость ее паров. На практике нашли распространение метиловый спирт, гликоли и хлористый кальций.

Метиловый спирт (метанол, древесный спирт) является самым эффективным ингибитором гидратообразования, но он относительно дорог (цена 150-200 руб./т), ядовит и трудно регенерируется.

В среднем расход метана на антигидратную обработку газа составляет от 0,3 до 1 кг на 1000 м3 газа.

Из семейства гликолей для борьбы с гидратообразованием обычно используются диэтиленгликоль ДЭГ (СН₂СН₂ОН)₂О, представляющий собой прозрачную глицериноподобную жидкость с температурой кипения 245° С и температурой замерзания - 9° С. Плотность ДЭГ - 1,116 кг/м3. ДЭГ смешивается с водой в любых соотношениях.

Диэтиленгликоль как ингибитор менее эффективен, чем метанол, и в 1,5-2 раза дороже последнего, но он успешно регенерируется.

Эффективность ДЭГ сильно зависит от его концентрации. Для профилактики отложений гидратов в скважинах и шлейфах применяют ДЭГ относительно низкой концентрации – 60-70% вес.

Для осушки газа с целью снижения точки росы до - 15- 20° С используется ДЭГ концентрации 99-99,5%.

Хлористый кальций СаС1₂ - соль, жадно поглощающая воду даже в состоянии раствора малой концентрации. Хлористый кальций дешев, не токсичен, поддается регенерации. Однако его способность создавать в местах утечек газа очаги коррозии сдерживает широкое применение СаС1₂ как ингибитора гидратообразования. СаС1₂ применяется в виде раствора 30-35%-ной концентрации, который вводится в поток газа перед местами возможного образования гидратов.

Осушка газа

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.

Наиболее распространены два способа осушки газа: с использованием жидкого поглотителя - ДЭГ 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.

Технологическая схема абсорбционной установки осушки газа аналогична схеме маслоабсорбционной установки, но в качестве поглотителя влаги применяется ДЭГ.

Диэтиленгликолевые установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих - 20° С. При необходимости обеспечить более глубокую осушку используют адсорбционные установки, в которых поглотителем влаги служит силикагель.

Другим важным технологическим показателем работы установки является скорость газа в свободном сечении колонны. Ее можно найти по формуле:

Величина зависит от р (плотности газа в рабочих условиях, кг/м³). В первом приближении можно принять равной 0,82 м/с.

При заданных расходе обрабатываемого газа и его скорости в колонне можно найти диаметр абсорбер:

где - расход газа, м³/c; P - давление в колонне, МПа, - скорость движения газа в рабочих условиях; Т - абсолютная температура в колонне.

Диаметр испарительной колонны обусловлен допустимой скоростью в ней паров воды - 0,5-0,6 м/с.

Адсорбционная установка в отличие от абсорбционной работает циклически: поглотитель в ней неподвижен. Схематически процесс происходит следующим образом. Имеются две одинаковые колонны, заполненные адсорбентом (см. рис. 15.2.2). Одна предназначена для поглощения влаги, другая - для регенерации. Газ через сепаратор 1 поступает снизу в колонну 2, проходит через адсорбент и осушенным уходит из верхней части емкости в газопровод. В это время в колонну 3 с помощью газодувки 4 сверху нагнетается нагретый до 250-300° С газ, который высушивает поглотитель. В теплообменнике 5 и холодильнике 6 газ охлаждается и направляется в сепаратор 7, где влага из системы удаляется. Холодный сухой газ подогревается в теплообменнике 5 и в печи 8 и направляется снова в колонну 2. Процесс продолжается до полного восстановления поглотительной способности адсорбента. Затем роли колонн меняются.

Рис. 15.2.2 Схема адсорбционной установки для осушки газа

Поглотительная способность твердых сорбентов составляет 4-8% их собственного веса. Механические примеси природного газа, тяжелые углеводороды, сероводород заметно снижают активность твердых поглотителей. В благоприятных условиях поглотитель работает два-три года.

16. Подземное хранение газа.

16.1 Назначение подземных газохранилищ

Подземные хранилища газа предназначены для повышения надежности газоснабжения и улучшения экономических показателей транспортных систем.

Магистральные газопроводы и газовые промыслы представляют собой весьма капиталоемкие сооружения. Поэтому себестоимость добычи и транспорта газа существенно зависят от степени их загрузки.

Приближенно можно принять, что при недогрузке системы, равной 1%, себестоимость добычи и транспорта газа повышается также на 1 %. Потребление же газа имеет ярко выраженный неравномерный характер.

Подземные хранилища газа позволяют покрывать сезонные и даже суточные колебания спроса на газ.

Хранилища располагаются вблизи потребителей газа, однако бывают условия, когда их целесообразно разместить в начале системы, например, около газоперерабатывающего завода для обеспечения планомерной работы последнего.

16.2 Неравномерность потребления газа. Необходимая емкость хранилищ газа

Неравномерность потребления газа связана с сезонными и погодными явлениями, образом жизни людей, спецификой ряда производства. Сезонная и погодная неравномерности наиболее ощутимы. Они связаны с появлением зимой, особенно в холодные дни, большой отопительной нагрузки. Расход газа летом примерно в 2 раза ниже расхода его в холодные месяцы года. В холодные дни в средней полосе расход газа на отопление может превосходить среднюю за отопительный сезон величину в 10-15 раз.

Неравномерное потребление газа, обусловленное погодой, не имеет известной закономерности, поэтому на графике (рис. 16.2.1) изображено

пунктиром только вероятное значение.

Рис. 16.2.1 Типичный график газопотребления

При хорошо сбалансированной системе газодобывающая и транспортная системы работают на постоянном режиме, обеспечивая среднегодовой расход газа - q_сг (см. рис. 16.2.1). Расходы газа более q_сг удовлетворяются за счет хранилища.

Объем газа, который ежегодно закачивается в хранилище и ежегодно отбирается, называется активным. Он может быть определен по графику потребления газа.

Для удобства расчетов можно пользоваться безразмерными коэффициентами неравномерности потребления. Различают три таких коэффициента - сезонной Ксез., суточный Ксут; часовой Кчас.:

где r w:top="1134" w:right="850" w:bottom="1134" w:left="1701" w:header="720" w:footer="720" w:gutter="0"/><w:cols w:space="720"/></w:sectPr></w:body></w:wordDocument>"> - соответственно средние расходы газа за месяц, сутки и час.

На рис. 16.2.1 по оси ординат отложены величины коэффициентов неравномерности. Потребный активный объем хранилища можно найти по коэффициентам неравномерности по формуле:

- потребление газа за год; n - число коэффициентов, значение которых больше единицы (обычно 5-6).

Величина обусловлена главным образом отопительной нагрузкой и составляет около 10% от годового расхода