Гидратообразование в газопроводах что это

Проблема гидратообразования в трубопроводах

Дата публикации: 26.12.2020 2020-12-26

Статья просмотрена: 277 раз

Библиографическое описание:

Бринстер, И. Р. Проблема гидратообразования в трубопроводах / И. Р. Бринстер. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 52 (342). — С. 107-109. — URL: https://moluch.ru/archive/342/77099/ (дата обращения: 17.12.2021).

Низкие температуры и высокие давления в технологических системах способствуют образованию такого процесса, как гидратообразование. С увеличением давления и снижением температуры в сети сбора скорость образования гидратов на стенках трубопроводов только увеличивается.

Обычно гидраты представляют собой крупицы, которые рассредоточены по стенкам трубопровода, однако они могу быть и перемешаны с жидкостью, или представлять собой большие кластера, что осложняет работу трубопровода в большей степени Данные образования могут способствовать аварийной ситуации — это частичное или полное перекрытие сечения трубопровода, в следствии этого может произойти снижение добычи на промысле.

Рис. 1. Отложение гидратов на стенки трубопровода

Степень риска образования гидратов в том или ином трубопроводе определяется индивидуально.

Сами крупицы гидратов представляют собой такие соединения, которые неустойчивы в среде и способны полностью разрушаться в зависимости от условий эксплуатации.

Образованию гидратов способствуют «гостевые» молекулы, которые в определенный момент закупориваются внутри молекул «хозяина».

Процесс образования гидратов на самом деле более сложный. Если в нефтяном флюиде преобладает маслянистая фракция, то вся жидкость оседает в нефтяном потоке в виде капель. Устойчивость полученной смеси достигается благодаря наличию природных веществ, содержащихся в нефти. Если посмотреть последовательно процесс образования гидратов, то сначала формируется гидратный налет, обволакивая каждую частицу воды, затем происходит утолщение замерзшей оболочки до полного заполнения частицы воды гидратом, то есть образуется некая пробка (Рисунок 2). В дальнейшем образуется все больше гидратов твердой структуры, что затрудняет их удаление из трубопроводов.

Рис. 2. Образование гидрата

Для исключения рисков гидратообразования при транспорте сырья используют разные способы. Все зависит не только от условий эксплуатации, но и от места, где образовался гидрат в технологической системе трубопроводов.

Для исключения риска образования гидратов в трубопроводы обычно подают метанол, также известны другие способы — это поддержание рабочих температур и давлений при условиях эксплуатации сети сбора или предварительное удаление воды, что неэффективно и дорогостояще.

Для эффективного отслеживания возможности гидратообразования в водонефтяных эмульсиях состав водной фазы и размеры капель являются наиболее значимыми параметрами.

Что касается газопроводов, то современный магистральный газопровод представляет собой весьма сложное технологическое сооружение. Исходя из параметров работы трубопроводов — необходимо обеспечить многолетнюю безотказную эксплуатацию.

Исключение, когда в газопроводе исключено образование газовых гидратов это при транспорте осушенного газа с точкой росы паров воды ниже минимальной рабочей температуры.

Если на этапе подготовке газ проходит недостаточную осушку от паров воды, то в дальнейшем это станет одной из главной причины образования гидратов.

В связи с вышесказанным проблема гидратообразования актуальна для решения вопроса о стабильной работе магистральных трубопроводов, так как гидраты могут послужить причиной полной остановки ГСС, и даже крупной аварии.

Условия гидратообразования давно определены и изучены, это, во-первых, наличие компонента, который выступит катализатором для образования гидратов, каковым является природный газ содержащий, влагу; во–вторых, низкая температура и высокое давление газа.

Образование гидрата происходит только при условии, если температура стенки трубопровода меньше температуры гидротообразования.

Температура гидратообразования принимается при рабочем давлении по кривой гидратообразования, данная кривая строится исходя из состава газа.

Схема газопровода, на внутренних стенках которого образуется газогидратный слой представлена на рисунке 3.

Рис. 3. Схема газопровода, на внутренних стенках которого образуется газогидратный слой

Источник

Влияние гидратообразования на пропускную способность газопровода

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 21.01.2016 2016-01-21

Статья просмотрена: 1901 раз

Библиографическое описание:

Жумаев, К. К. Влияние гидратообразования на пропускную способность газопровода / К. К. Жумаев, Мехриддин Саидов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2016. — № 2 (106). — С. 150-151. — URL: https://moluch.ru/archive/106/25416/ (дата обращения: 17.12.2021).

Образование кристаллогидратов в газопроводе происходит при полном насыщении газа парами воды при определенном давлении и температуре. Кристаллогидраты — неустойчивые соединения углеводородов с водой. По внешнему виду они похожи на спрессованный снег. Гидраты, извлеченные из газопровода, на воздухе быстро распадаются на газ и воду.

Образованию гидратов способствуют наличие в газопроводе воды, увлажняющей газ, посторонних предметов, сужающих сечение газопровода, а также земли и песка, частицы которых служат центрами кристаллизации. Немаловажное значение имеет содержание в природном газе других углеводородных газов помимо метана (С3Н8, C4H10, H2S).

Зная, при каких условиях образуются гидраты в газопроводе (состав газа, точка росы — температура, при которой конденсируется содержащаяся в газе влага, давление и температура газа по трассе), можно принимать меры для предотвращения их образования. В борьбе с гидратами самым радикальным способом является осушка газа на головных сооружениях газопровода до точки росы, которая была бы на 5–7°С ниже возможной самой низкой температуры газа в газопроводе в зимний период.

При недостаточной осушке или при отсутствии ее для предотвращения образования и разрушения образовавшихся гидратов применяются ингибиторы, поглощающие из газа часть водяных паров и делающие его неспособным к гидратообразо-ванию при данном давлении. Известны такие ингибиторы, как метиловый спирт (метанол–СН3ОН), растворы этиленгликоля, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, хлористого кальция. Из перечисленных ингибиторов на магистральных газопроводах часто применяют метанол.

Для разрушения образовавшихся гидратов используется метод снижения давления на участке газопровода до давления, близкого к атмосферному (не ниже избыточного 200–500 Па). Гидратная пробка разрушается за время от 20–30 мин до нескольких часов в зависимости от характера и размера пробки, температуры грунта. На участке с отрицательной температурой грунта вода, образующаяся в результате разложения гидратов, может замерзнуть, образовав ледяную пробку, ликвидировать которую гораздо труднее, чем гидратную. Для ускорения разрушения пробки и предотвращения образования льда описанный способ применяется попутно с разовой заливкой большого количества метанола.

Повышенные перепады давления в газопроводе обнаруживаются по показаниям манометров, установленных на кранах по трассе газопровода. По показаниям манометров строятся графики падения давления. Если измерять давление на участке длиной / в одно и то же время и значения квадратов абсолютного давления нанести на график с координатами р2 (МПа)-l (км), тогда все точки должны лечь на одну и ту же прямую (рис. 14). Отклонение от прямой на графике показывает участок с ненормальным перепадом давления, где идет процесс образования гидратов.

Рис. 1. График определения гидратов на магистральных газопроводах

Подача метанола через метанольницу и единовременная заливка метанола могут не дать должного эффекта или, судя по величине и быстрому росту перепада давления, создается угроза закупорки. Указанным способом заливают одновременно большое количество метанола и по ходу газа производят продувку газом. Количество метанола, заливаемое в участок газопровода протяженностью 20–25 км и диаметром 820 мм, составляет 2–3 т. Заливка метанола производится через свечу в начале участка, после этого краны в начале и конце участка перекрывают, газ сбрасывают в атмосферу через свечу перед краном на конце участка.

При более тяжелом положении после заливки метанола участок газопровода отключают, перекрывая краны на обоих концах, газ сбрасывают через свечи на обоих концах, снижая давление почти до атмосферного (не ниже избыточного 200– 500 Па). Через некоторое время, в течение которого гидратная пробка при отсутствии давления и под действием метанола должна разрушиться, открывают кран в начале участка и производят продувку через свечу в конце участка, чтобы стронуть пробку с места. Ликвидация гидратной пробки с применением продувки небезопасна, так как при внезапном разрушении ее в газопроводе могут возникнуть большие скорости потока газа, увлекающего остатки разрушенной пробки. Необходимо тщательно следить за давлением на участке до и после пробки, чтобы не допустить очень большого перепада. При большом перепаде, свидетельствующем о перекрытии значительной части сечения трубы, место образования пробки легко определить по характерному шуму, возникающему при дросселировании газа, который прослушивается с поверхности земли. При полной закупорке газопровода шума не бывает.

Источник

Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним

Нормальная эксплуатация магистрального газопровода может быть обеспечена при качественной осушке природного газа на промысловых пунктах подготовки. Наличие влаги в газе при некачественном ее отделении часто является причиной образования газовых гидратов.

Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру. Состав гидратов выражается формулой C_nH_2n+2×mH₂O: CH₄×6H₂O; C₂H₆×7H₂O; C₃H₈×18H₂O. Внешне гидраты напоминают кристаллы льда или мокрый спрессованный снег. Скопления гидратов в линейной части газопроводов могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

На процесс образования гидратов влияет состав транс­портируемого газа, содержание воды, давление и температура. Обязательными условиями существования гидратов является снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличии капельной влаги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.

Поскольку гидраты природных газов являются нестойкими химическими соединениями, любое отклонение от термодина­мического равновесия приводит к их распаду. Однако, если термо­динамическое равновесие сохраняется, скопления гидратов в газопроводе могут находиться длительное время. Поэтому для своевременного предупреждения образования гидратных пробок необходимо знать условия их возникновения и прогнозировать места их возможных скоплений [5,12,21].

Максимальное содержание влаги в газе на линии насыщения W определяют по графику в зависимости от давления и температуры (рис. 2.18).

Рис. 2.18. Зависимость содержания влаги в газе при различных значениях давления и температуры.

При известном значении максимального влагосодержа­ния можно определить температуру, соответствующую точке росы, которая понижается при уменьшении давления. Условия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику равновесного состояния гидратов (рис. 2.19).

Рис. 2.19. Кривые равновесного состояния гидратов природных газов

Слева от кривых – область существования гидратов, а справа – область их отсутствия. Чем выше относительная плотность газа по воздуху, тем меньше давление, при котором образуются гидраты.

Для обнаружения зоны возможного гидратообразования необходимо знать влагосодержание и плотность транспортируемого газа, а также его температуру и давление. Для заданного участка в принятых масштабах строятся кривые изменения давления 1 и температуры 2 по длине газопровода. Используя кривые влагосодержания (рис. 2.18) и равновесного состояния гидратов (рис. 2.19), на этот же график наносятся кривые точки росы 3 и равновесной температуры гидратообразования 4 (рис. 2.20).

Рис. 2.20. Положение зоны возможного образования скоплений гидратов

Рассмотрим в качестве примера определение зоны возможного гидратообразования в газопроводе протяженностью L.

Пусть AM – линия точки росы, которая в точке M совпадает с температурой газа в газопроводе. Так как газ на участке AM имеет температуру выше точки росы T(L)>T_Р(L), то он будет недонасыщенным, и следовательно в самом начале газопровода (зона I) влага выпадать не будет.

В точке M температура газа T(L) равна температуре точки росы T_Р(L). Это соответствует началу конденсации влаги на стенке газопровода (зона II). Однако, при снижении температуры от точки M до точки B гидраты образовываться не могут, так как температура газа в газопроводе T(L) выше равновесной температуры гидрато­образования T_РГ(L).

В точке B температура газа становится равной равновесной температуре гидратообразования T(L)=T_РГ(L). Следовательно, начиная с точки B, в газопроводе могут образовываться гидраты (зона III). Зона возможного гидратообразования будет распространяться до точки C, поскольку за ней температура газа становится выше равновесной температуры гидратообразования T(L)>T_РГ(L) и гидраты существовать уже не могут.

Участок CE соответствует наличию капельной влаги в газе и на стенках трубопровода, так как выполняется условие T(L)

; (2.129)

, (2.130)

где P – давление газа в рассматриваемом сечении газопровода, МПа;

P_ГР – величина граничного давления, соответствующая критической температуре существования гидратов и равной 273 К, определяемая по формуле

; (2.131)

F₀ и F₁ – функции приведенной плотности газа , которые могут быть рассчитаны из соотношений

; (2.132)

. (2.133)

Приведенная плотность газа вычисляется по формуле

, (2.134)

где k – число гидратообразующих компонентов в газовой смеси;

a_i – объемная доля i-го гидратообразующего компонента в исходном газе;

D_i – относительная плотность i-го гидратообразующего компонента.

К гидратообразующим компонентам относятся CH₄, C₂H₆, C₃H₈, C₄H₁₀, CO₂ и H₂S. Азот, редкие газы (аргон, гелий) и нормальные углеводороды от пентана и выше не относятся к гидратообразующим.

Температура газа, соответствующая точке росы, может быть найдена по формуле

. (2.135)

где W – влагосодержание насыщенного газа, г/м3.

Для определения влагосодержания насыщенного газа наиболее удобна формула Бюкачека [12]

, (2.136)

где P – давление газа, МПа;

A, B – коэффициенты, зависящие от температуры газа;

C_r – поправка на плотность газа;

C_S – поправка на соленость воды.

В условиях магистрального газопровода значения поправок C_r и C_S можно принять равными единице. Значения коэффициентов A и B могут быть представлены уравнениями

; (2.137)

. (2.138)

где T – температура газа в рассматриваемом сечении, К;

Все представленные расчетные зависимости имеют среднее квадратическое отклонение в пределах 1% и хорошо согласуются с табличными и графическими данными. Применение расчетных формул удобно для составления программ расчета на ЭВМ, что позволяет значительно упростить поиск зоны возможного гидратообразования в магистральном газопроводе.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Продувка, очистка и борьба с гидратообразованиями на МГ

1. Борьба с гидратообразованием на МГ

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды. При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсируется влага и образуются кристаллогидраты, в результате чего снижается его пропускная способность. Максимальное содержание влаги в газе (в г на 1 м 3 сухого газа) приближенно определяют по графику (рис. 1) при температуре 20 °С и давлении 0,1013 МПа.

Кроме основных условий образования гидратов, существуют побочные: турбулентность движения газа, пульсации, наблюдающиеся при работе двигателей, резкие повороты ЛЧ МГ, сужения трубы и другие факторы, приводящие к перемешиванию газового потока.

Местонахождение гидратной пробки определяют замером давления на трассе по повышенному перепаду давлений на каком-либо участке при помощи радиолокационной антенны и передвижной радиолокационной станции, просвечиванием труб гамма-излучением с помощью радиоизотопного прибора РИК-6М.

Максимальное содержание влаги (при полном насыщении) зависит от состава газа, возрастая с увеличением содержания тяжелых углеводородов, сероводорода и углекислого газа и снижаясь с повышением содержания азота.

Рис.1 Зависимость максимального содержания влаги от в газе (при полном насыщении) от давления р и температуры t, газа

Условия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику (рис. 2), на котором слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа — зона без гидратов.

Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа повышает температуру гидратообразования.

Зону возможного гидратообразования в газопроводе длиной l находят следующим образом.

Определяют температуру газа tг, давление р, температуру гидратообразования t и точку росы.

Полученные значения наносят на график (рис. 3). Участок, на котором температура газа ниже кривой гидратообразования, представляет собой зону возможного гидратообразования (на рис. 3 заштрихована).

Точка росы определяется обычно путем охлаждения газа до температуры конденсации водяных паров.

Гидраты, образующиеся в скважинах, шлейфах, газопроводах или аппаратах, разрушаются при снижении давления или увеличении температуры в системе в том месте, где произошло образование гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового спиртов, гликолей ДЭГ, ТЭГ, аммиака и хлористого кальция. Аммиак применяют редко, так как он реагирует с углекислым газом, который содержится в природном газе, и образует осадок углекислого аммония, забивающего запорную арматуру.

Чаще всего в качестве ингибитора используют метанол, который легко растворяется в воде, снижает парциальное давление водяных паров раствора и способствует дополнительному переходу водяных паров из газа в раствор, дополнительно осушая, таким образом, газ.

Метанол в газопровод заливают при помощи стационарных или переносных метанольниц.

Другие реагенты имеют много отрицательных свойств. Чаще всего из них применяют СаСI₂.

Подогрев на МГ практически не используется, так как при этом разрушается изоляция, возникают термические напряжения в теле трубы. Применение открытого огня на газопроводе высокого давления опасно.

Источник

Способы борьбы с гидратообразованием

Гидраты представляют собой белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул воды.

При редуцировании давления газа происходит снижение его температуры, что приводит к возникновению и отложению твердых кристаллогидратов на поверхности клапана и седла регуляторов давления, вследствие чего они перестают работать, что может повлечь за собой полную остановку всей ГРС.

В качестве способов борьбы с образованием кристаллогидратов применяют следующие методы:

Все перечисленные методы имеют как свои достоинства, так и недостатки. Разберем их по отдельности.

Общий или частичный подогрев природного газа на ГРС и КС осуществляется с помощью промышленных подогревателей. Данный способ, несомненно, является наиболее удобным, так как позволяет постоянно поддерживать необходимую температуру газа для полноценного функционирования технологических схем ГРС.

Конструктивно подогреватели могут быть с прямым и непрямым (с помощью промежуточного теплоносителя) нагревом, и оснащены различными комплектами автоматики и вспомогательными устройствами.

Стоимость подогревателей колеблется в диапазоне от 1500 тыс. руб. до 3000 тыс. руб. и выше в зависимости от теплопроизводительности, пропускной способности и комплектации. Данный способ наиболее распространен, но требует значительных финансовых вложений.

Локальный подогрев регуляторов осуществляют путем обматывания корпуса электрическим ленточным обогревателем. Стоимость саморегулирующей нагревательной ленты колеблется в диапазоне от 500 до 1000 руб. за метр. При своей относительной экономической выгоде, данный способ требует наличия стороннего источника электроэнергии.

Ввод метанола в газопровод осуществляется путем установки системы впрыска. Стоимость данной установки составляет 200 — 250 тыс. руб. плюс затраты на приобретение расходного материала — метанола.

Кроме того нужно учесть, что метанол является очень сильным ядом, имеющим кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться в организме. Даже незначительная концентрация метанола в воздухе может привести к очень сильному отравлению. Поэтому для обслуживающего персонала метанольной установки потребуются дополнительные средства защиты, а соответственно и дополнительные затраты.

Кроме вышеперечисленных способов, для предотвращения гидратообразования могут применять и другие: обогрев помещений, где расположен узел редуцирования, до необходимой температуры, установка на регулятор подогревающей водяной рубашки и т.д.

Все эти способы требуют либо значительных капиталовложений, либо посторонних источников энергии. Кроме того, установка дополнительного оборудования влечет за собой повышение трудозатрат по его обслуживанию.

Одной из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор» стал регулятор давления газа РДУ-Т с теплогенератором, сконструированный специально для предотвращения гидратообразования. Применение регулятора в технологических схемах ГРС, где возможно отключение либо отказ от использования подогреватлей газа, несет значительный экономический эффект. Несомненным плюсом РДУ-Т является то, что теплогенератор работает без посторонних источников энергии — за счет собственной кинетической энергии газового потока.

Теплогенератор работает по принципу вихревого разделения потока газа. Холодная составляющая отводится и сбрасывается в задний фланец регулятора, что помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор до температуры +40-50 °С. Температура нагрева теплогенератора достаточна для предотвращения обмерзания запорно-регулирующего устройства.

Регуляторы давления РДУ-Т были установлены в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Леноблгаз» на «проблемных» объектах магистральных газопроводов, где отсутствует узел подогрева газа, в 2006 — 2007 г. За все время эксплуатации регуляторы РДУ-Т не вызвали каких-либо замечаний у обслуживающего персонала ГРС. При температуре газа, располагающей к образованию кристаллогидратов, регуляторы оставались сухими, снежная шапка отсутствовала. Во время проведения плановых ревизий образований кристаллогидратов в исполнительных механизмах регуляторов также не было обнаружено.

Важным достоинством регуляторов РДУ-Т является то, что он не требует дополнительных трудозатрат по обслуживанию. Для работы теплогенератора необходим расход газа, проходящего через него, в объеме от 1000 м³/ч. Поэтому на малых расходах, теплогенератор может быть выключен, а РДУ-Т будет работать в режиме обычного регулятора РДУ.

В целом, учитывая современные реалии эксплуатации ГРС, применение регулятора РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем, связанных с гидратообразованием. Надежность, простота конструкции, видимый экономический эффект делают регулятор РДУ-Т важной составляющей узла редуцирования газораспределительных станций.

Материал предоставлен ОАО «Завод «Старорусприбор»

Источник