Образование жидкостных и гидратных пробок
Попутный газ содержит пары воды, количество которых зависит от многих факторов.
Пары воды могут насыщать газ до определённого значения давления, равного давлению насыщения водяного пара при данной температуре. Предельное содержание водяного пара в газе при данной температуре и давлении называется «точкой росы». При превышении этого предела пары воды конденсируются.
При движении газа по трубопроводам происходит постоянное изменение термодинамических условий и, вследствие этого, образование конденсата: водного и углеводородного. В пониженных местах рельефных трубопроводов могут образоваться пробки конденсата – жидкостные пробки. Для предотвращения образования жидкостных пробок устанавливают камеры с разрывом струи. Камера представляет собой емкость, герметично присоединенную к отверстию в нижней стенке газопровода. Конденсат стекает в эту емкость, откуда его в последующем откачивают по специальной трубе на поверхность. Газ движется без изменения направления к конечной точке газопровода.
При определённых термобарических условиях газы в контакте с водным конденсатом могут образовывать твердые соединения газа и воды – газовые гидраты, которые, отлагаясь на стенках труб, уменьшают рабочее сечение и снижают пропускную способность.
Большое влияние на фазовое равновесие нефтяного газа оказывают содержащиеся в нём, даже в малых количествах, тяжёлые углеводороды. Наличие тяжёлых углеводородов влияет не только на образование конденсата, но и на образование гидратов. Так, этан (С2Н6), пропан (С3Н8) и изобутан (и i-C4H10), а также сероводород, углекислота и другие кислые газы резко улучшают условия гидратообразования.
Состав газовых гидратов:
Условия образования: Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении. Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором таково, что по условиям транспорта (изменение давления и температуры) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе не выпадает капельная влага и, следовательно, отсутствуют условия для образования гидратов.
Если точка росы газа выше температуры, до которой может охладиться газ в газопроводе (практически газ может охладиться до температуры грунта, в который уложен газопровод, или до температуры окружающего воздуха, если газопровод проложен по поверхности), то в таком газопроводе будет происходить конденсация паров воды, то есть будут условия для гидратообразования.
Наличие в потоке газа воды в жидкой фазе – необходимое, но не достаточное условие образования гидратов. Гидраты могут образоваться при определённых давлениях и температурах в зависимости от состава газа.
Мероприятия по предупреждению процессов образования гидратов исходят из известных данных о причинах их образования. Все применяемые методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды. На практике наиболее широко применяют следующие методы.
Подогрев газа. Если на всём протяжении газопровода температура газа будет выше температуры точки росы, и, следовательно, свободные капли воды выпадать не будут, то есть не будет условий для образования гидратов. Подогрев газа используют как для предупреждения, так и для ликвидации гидратных пробок.
Понижению точки росы газа способствуют:
– уменьшение давления при транспорте газа, при этом наряду с понижением температур точек росы снижается также температура начала образования гидратов;
– нейтрализация воды, выпадающей в жидкой фазе;
– уменьшение содержания влаги в газе, осушка.
Уменьшение плотности газа извлечением из него тяжёлых углеводородов (С3+). При этом увеличивается и снижается температура, при которой начинают образовываться гидраты.
Осушка газового потока от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов.
Применяют несколько способов осушки газа, включая ингибиторы гидратообразования – спирты и электролиты, которыми могут быть метанол (СНзОН), этиленгликоль, разбавленный водой, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, 30 % раствор хлористого кальция и другие. Ингибитор взаимодействует с парами воды и переводит их в раствор.
Количество требуемого реагента для газопровода определяется с учётом условий его работы. В среднем для метанола оно колеблется в пределах 0,1 – 0,25 кг на 1000 м3 транспортируемого газа. Расход ингибитора (g) в кг на 1000м3 газа для ликвидации гидратных отложений в газопроводах определяется по формуле:
g = [(W1 – W2) · C]/(C1 – С2),
где W1 и W2- содержание влаги в газе до и после ввода ингибитора, кг/1000 м3 газа; C1 и С2 – массовые концентрации соответственно свежего и отработанного ингибитора.
Оптимальная концентрация ингибитора C1 вводимого в поток газа, зависит от степени необходимого понижения температуры гидратообразования и количества влаги (воды), выделяющейся из газа. Минимальный расход ингибитора достигается при наивысшей возможной концентрации C1. Обычно для метанола (СН3ОН) эта концентрация составляет 93-95 %. Для гликолей допустимая концентрация C1 определяется в основном двумя факторами: вязкостью гликоля, сильно возрастающей с понижением температуры, и температурой застывания водных растворов. Для хлористого кальция СаС12 допустимая концентрация обычно не превышает 30 % масс, так как содержание этого ингибитора выше 30 % не даёт заметного увеличения извлекаемой из газа влаги.