1.4 «Методы предупреждения образования гидратов в газопроводе»
Способы борьбы с гидратами:
понижение давления в системе ниже равновесного;
повышение температуры газа выше равновесного;
осушка газа для предупреждения конденсации паров воды;
ввод в поток газа ингибиторов ( метанола, растворов ДЭГ, ТЭГ и др. )
Предупреждение образования гидратов подогревом газа заключается в то, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается ваше равновесной температуры образования гидратов.
В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод не применим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа целесообразнее охлаждать его ( с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций (КС).
Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применим и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Снижение давления при образованной гидратной пробки, что приводит к разложению гидрата. Давление снижают следующим образов: отключают участок газопровода, в котором образовалась гидратная пробка, и через продувочные свечи с обеих сторон пробки сбрасывают из него газ в атмосферу. Сбрасывать газ нужно постепенно, не допуская хотя бы незначительного перепада. Ранее применялось одностороннее стравливание газа между одним из кранов и гидратной пробкой. Однако такой метод не рекомендован, так как бывали случаи, когда одностороннее давление газа с силой сдвигало пробку, и получался гидравлический удар, приводивший к повреждению запорной арматуры. Очевидно, что данный метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводах близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находиться в пределах 1 – 1.5Мпа, применение данного метода для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах оказывается неэффективным, так как оптимальное давление транспортируемого газа 5 – 7Мпа. Данный метод чаще всего применяют только в аварийных случаях для разложения гидратных пробок.
Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их, но при более низких температура. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол), раствор этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбитола (ЭК) и др. Удельный расход ингибитора для предупреждения процесса гидратообразования рассчитывается по формулам. Для уменьшения расхода метанола его необходимо вводить в начале зоны возможного гидратообразования в газопроводе. Экономически метанол выгодно применять при небольших расходах газа, когда из – за высокие капиталовложения нерационально использовать другие методы. Этот способ целесообразно применять также так, где гидраты образуются редко и в небольших количествах. Метанол можно вводить в сочетании с другими средствами, например, с осушкой газа или с понижением давления. Использование метанола для предупреждения образования гидратов в газопроводе при больших объемах транспортируемого газа экономически невыгодно. Ввод ингибиторов в газовый поток широко применяют на промыслах для предупреждения образования гидратов в сепараторах, теплообменниках и других дегидратных аппаратах, а также в скважинах.
При этом предпочтение следует отдать диэтиленгликолю, так как возможность его регенерации и сравнительно небольшие потери в большинстве случаев делают этот ингибитор наиболее экономичным.
При
больших объемах транспортируемого газа
его осушка является наиболее эффективным
и экономичным способом предупреждения
образования кристаллогидратов в
магистральном газопроводе. При промысловой
подготовке газа к дальнему транспорту
его осушают сорбционным способом или
охлаждением газового потока. В результате
осушки газа точка росы паров воды должны
быть снижена ниже минимальной температуры
при транспортировке газа, влажность
должна составлять не более 0,05-0,1 г/
.
Процесс удаление из газа паров воды называется осушкой. Осушку природных и нефтяных газов осуществляют абсорбцией с применением жидких поглотителей – адсорбентов.
Преимущества осушки с применением жидких поглотителей по сравнению с осушкой с применением твердых – низкие перепады давления в системе; возможность осушки газов, содержащих вещества загрязняющие твердые сорбенты; меньшие капитальные и эксплуатационные расходы. Однако степень осушки с применением жидких поглотителей меньшая, а температура осушаемого газа не должна быть выше 313-323° К. При абсорбционной осушки газа в основном применяют диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Точка конденсации паров воды из газа зависит от того, с какой точкой росы газ поступает в газопровод. Если она будет выше начальной температуры газа, то влага будет выделяться в самом начале газопровода, ниже – в том месте газопроводе, где точка росы равно температуре газа. Чаще всего процессы осушки газа производятся на промыслах или на компрессорных станциях (КС). При промысловой подготовке газа для удаления влаги и конденсата применяют два технологических процесса:
Предварительная сепарация гравитационными, циклонными или роторным сепараторами;
Окончательная осушка газа: методом адсорбции, методом абсорбции, методом низкотемпературной сепарации;
Выбор технологического процесса определяется конкретными условиями каждого газового месторождения. Так, для подготовки газа на чисто газовых месторождениях для удаления влаги широко применяют абсорбционную, а также адсорбционную осушку. При наличии в газе конденсата наряду с абсорбционным и адсорбционными методами, в районах северных газоконденсатных месторождений, широко применяют низкотемпературную сепарацию (НТС). [4; стр. 14 – 53]
Осушка газа методом адсорбции
Это технологический процесс заключается в избирательном поглощении порами поверхности твердого адсорбента молекул воды из газа, с последующим извлечением их из пор посредством применения внешних воздействий. При выборе применяемых адсорбентов на установках адсорбционной осушки газа необходимо принимать во внимание состав газа, наличия в нем тех или иных компонентов влияющих на адсорбенты и других факторов влияющих на процесс и конечный результат.
Виды адсорбентов: оксиды алюминия, синтетические цеолиты, силикагели.
На стандартной установке адсорбционной осушки технологический процесс осушки газа представляет собой последовательное выполнение следующих этапов в рамках одного рабочего цикла осушки:
адсорбция
нагрев адсорбента
десорбция
охлаждение адсорбента
Осушка газа методом абсорбции
В основе способа лежит применение специальных реагентов, поглощающих влагу из газа при непосредственном контакте внутри установки.
В качестве влагопоглощающих агентов используются растворы диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ).
В ходе процесса осушаемый газ на тарелках абсорбера контактирует в противотоке с подаваемым сверху гликолем. Давление в абсорбере не превышает 120 атм., а температура гликоля порядка 40°C.
Осушенный газ отводится сверху абсорбера и направляется в магистральный газопровод, а гликоль, насыщенный влагой, отводится снизу абсорбера и направляется в выветриватель – для отдува поглощенных углеводородов. После выветривателя насыщеный влагой гликоль нагревается в подогревателе и поступает на регенерацию в десорбер, в котором из-за меньшего давления и подвода тепла происходит испарение и отвод поглощенной гликолем в абсорбере влаги из газа.
Из десорбера регенерированный гликоль с концентрацией 95-97% поступает вновь на абсорбцию и цикл повторяется.
Рис 3. «Схема адсорбционный установки»
Схема адсорбционной установки
1 - вентилятор (газодувка); 2 - абсорбер; 3 - брызгоотбойник; 4, 6 - оросители; 5 - холодильник; 7 - десорбер; 8 - куб десорбера; 9 -теплообменник-рекуператор; 10, 12 - емкости для абсорбента; 11 – насосы
Осушка методом НТС
Для охлаждения газа и газового конденсата при НТС используют два метода: метод дросселирования и применение специальных холодильных установок. Метод дросселирования основан на явлении Джоуля – Томпсона, которое заключается в снижение температуры газа при снижении его давления. Данный метод применим при определенном устьевом давление, не менее 6 Мпа. Сам метод НТС осуществляется при температурах от 15°С в гравитационных или циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа. Охлаждение газа до низких температур позволяет более глубоко провести удаление влаги и конденсата. Также применяют низкотемпературную сепарацию вместе с вводом ингибитора.
Рис 4. «Схема установки низкотемпературной сепарации»
[9; стр. 48 – 75]