Застосування пар для боротьби з гідратами в газопроводах
Для боротьби з відкладеннями гідратів в промислових і магістральних газопроводах застосовують ті ж способи, що і на свердловинах. Крім того, попередити утворення гідратів можна шляхом введення інгібіторів і теплоізоляцією шлейфів.
За розрахунковими даними теплоізоляція шлейфу пінополіуританом товщиною 0,5 см при середньому дебіті свердловин 3 млн. м3/доб. забезпечує безгідратний режим його роботи при довжині до 3 км., а при дебіті 1 млн. м3/доб. - до 2 км. Практично товщину теплоізоляції шлейфу з урахуванням запасу можна прийняти рівною в межах 1 - 1,5 см.
Для боротьби з утворенням пробок гідратів застосовують спосіб, що запобігає їх прилипанню до стінок труб. З цією метою в потік газу вводять поверхнево - активні речовини (ПАР), конденсат або нафтопродукти. При цьому на стінках труб утворюється гідрофобна плівка, і рихлі гідрати легко транспортуються потоком газу. При цьому ПАР, покриваючи поверхню рідин і твердих речовин якнайтоншими шарами, сприяє різкій зміні умов взаємодії гідратів із стінкою труби.
Кращі з водорозчинних ПАВ - ОП - 7, ОП - 10, ОП - 20 і ІНХП - 9 - можна використовувати тільки в області додатніх температур. З нафторозчинних ПАР найкращим є ОП - 4 - хороший емульгатор.
Додавання до 1 л нафтопродуктів (лігроїну, гасу, дизельному паливу, стабільному конденсату) відповідно 10; 12,7 і 6 г ОП - 4 запобігають прилипанню гідратів до стінок труб. Суміш, що складається з 15 - 20 % (за об'ємом) солярового масла і 80 - 85 % стабільного конденсату, запобігає відкладенням гідратів на поверхні труб. Витрату такої суміші складає 5 - 6 л на 1000 м3 газу.
Класифікація методів боротьби з гідратами газів
Всі вживані методи боротьби з гідратами засновані на зміні енергетичних співвідношень молекул газу і води. На практиці найширше для боротьби з гідратами застосовуються наступні методи.
Осушення газового потоку від вологи методами сорбції або низькотемпературної сепарації з пониженням точки роси по воді нижче за мінімальну технологічну температуру, що виключає конденсацію пари води, а, отже, і утворення гідратів.
Введення в газоводний потік інгібіторів гідратоутворення -спиртів і електролітів.
Підтримка температури газового потоку вища за температуру гідратоутворення.
Підтримка тиску потоку нижче за тиск гідратоутворення при заданій температурі.
Використання того або іншого способу залежить від умов і місця утворення гідратів, транспорту і використання газу. Так, при утворенні гідратів в наземній частині системи облаштування газового родовища для боротьби з гідратами найширше використовують метод введення інгібіторів гідратів в потік газу. При утворенні гідратів в призабійній зоні пласта і в стовбурі свердловин найбільш ефективний спосіб локального підігріву газу на забої з подальшою його регенерацією.
Доцільність застосування того або іншого методу або їх комбінування визначається технологічними можливостями, а також результатами всестороннього техніко-економічного аналізу у кожному конкретному випадку.
Метод підтримки тиску нижче рівноважного використовують рідко, оскільки в більшості випадків це недоцільно через різке зниження витрати газу. Проте даний метод може бути використаний, як тимчасова міра на окремій ділянці трубопроводу. Цей метод використовують для ліквідації гідратів, що утворилися, у високотемпературному потоці. При низьких температурах, коли при розкладанні гідратів в результаті пониження тиску температура може знижуватися нижче 0 0С, цей метод неефективний, оскільки вода, що виділяється при розкладанні гідратів, замерзає, утворюючи крижану пробку, яку видалити значно складніше, ніж гідрат.
Метод підтримки температури газового потоку вище рівноважною, ефективний при утворенні гідратів на дросельних пристроях, в шлейфах, коли гідрати утворюються в трубопроводах, що сполучають свердловини і пункти промислової підготовки газу до дальнього транспорту.
Малогабаритні регульовані підігрівачі, що працюють в автоматичному режимі, можуть давати хороший ефект, особливо коли перепад температур невеликий.
В умовах прокладки шлейфів в грунтах з високим коефіцієнтом теплопровідності і за наявності малих депресій між рівноважною і технологічною температурою, найбільш ефективний метод використання теплоізоляції шлейфів.
Для умов магістрального транспорту найбільш прийнятне осушення газу. Для осушення газів малим конденсатним чинником найбільш ефективні сорбционные методи.
Для осушення газів з високим вмістом важких вуглеводнів застосовують методи низькотемпературної сепарації з введенням інгібіторів гидратообразования і подальшій їх регенерацією.
Як показує практика експлуатації свердловин і газопроводів, аварійні ситуації із-за утворення гідратів найчастіше зустрічаються в пусковий період і зимнее- весняний час.
Гідратоутворення зазвичай пов'язано з присутністю в системі води, що залишилася в період споруди об'єкту, і низькою температурою газу. Виведення об'єктів на нормальний технологічний режим після споруди або тривалої зупинки особливо відповідальний період. Технологічний режим експлуатації систем повинен передбачати заходи щодо запобігання гідратоутворення на цей період.
Основні методи визначення місця утворення гідратів
Основний показник порушення технологічного режиму роботи магістрального газопроводу - збільшення перепаду тиску на певній його ділянці, при цьому необхідно з'ясувати причини порушення нормального технологічного режиму. Якщо встановлено, що це порушення пов'язане з утворенням гідратів, то слід приступити до заходів щодо їх ліквідації, не допускаючи повної закупорки газопроводу гідратами, оскільки повне перекриття перетину - одна з найважче ліквідовуваних аварій. Місце освіти, кількість і характер накопичення гідрата в газопроводі можна визначити одним з наступних методів:
частковим зниженням тиску на кінці контрольованої ділянки газопроводу;
визначенням протавшого грунту навколо газопроводу при інтенсивному утворенні гідратів в мерзлому грунті;
електромагнітним зондуванням трубопроводу.
Метод часткового зниження тиску в газопроводі застосовний для визначення геометричних розмірів пробки гідрата при повному або частковому заповненні гідратом газопроводу. Суть методу часткового перекриття полягає в тому, що з ділянки між краном і пробкою гідрата частину газу випускають, вимірюють зразковим манометром тиск у відключеній ділянці і об'єм випущеного газу - приладами, вживаними при дослідженні, свердловин. Результати досліджень фіксують у вигляді таблиці з вказівкою значення поточного тиску в газопроводі і відповідної величини сумарного об'єму газу, відібраного з газопроводу і приведеного до стандартних умов. Метод часткового зниження тиску в газопроводі рекомендується застосовувати, коли об'єм газопроводу між кранами порівнянний з об'ємом гідрата, що утворився, або перевищує його не більше ніж в 10 разів. Обов'язкова умова при використанні даного методу - зниження первинного тиску не більше ніж на 20%, оскільки зниження тиску газу нижче рівноважного приводить до інтенсивного розкладання гідрата і замерзання води, що вивільняється. Процес ліквідації льоду в газопроводі значно складніший, ніж гідрата.
Метод вимірювання товщини протавшого грунту навколо газопроводу при утворенні гідратів. Газопроводи великої протяжності укладають в траншеї на значну глибину (1 метр і більш від верхньої створюючої труби). В умовах Півночі, де найчастіше зустрічаються пробки гідратів в газопроводах, грунтом є вологонасичений торфяник, температура якого зазвичай близька нулю. У зимовий період або при транспорті газу з негативною температурою навколо газопроводу утворюється мерзлий грунт. При утворенні достатньо великої кількості гідратів в газопроводі виділяється тепло, що викликає протавання грунту навколо газопроводу. Це явище може бути використане для оцінки кількості гідрата, що утворився. При визначенні ступеня заповнення газопроводу гідратом необхідно по довжині газопроводу в декількох місцях визначити значення середньої товщини протавшого грунту навколо газопроводу.
Приклад розрахунку періоду безгідратноъ експлуатації
частини або всієї технологічної лінії при відомих кількості, концентрації інгібітору і заданій середньодобовім видобуванні газу:
Cв. 135 Месояхського родовища. Температура пласта 10° З, тиск 76 кг/см2, температура в кінці шлейфу —10° З, тиск 60 кг/см2, qc = 200 тис. m3/доба, закачано m1 -=6180 кг суміші з концентрацією K1 = 27%. Для данних умов W1 = 0,2 кг/1000 м3, W2 = 0,06 кг/1000 м3, КД =19%, n = 0,54.
діб.
Практично свердловина відпрацювала 52 діб.
Описана методика дозволяє заздалегідь визначити період безгідратної експлуатації частини або всієї технологічної лінії при відомих кількості, концентрації інгібітору і заданій середньодобовому видобуванні газу.