Обеспечение безгидратного режима работы газопромысловых коммуникаций (стр. 11 из 17)

Вместе с добываемой жидкостью на поверхность выносятся пластовые воды. Эти воды, как правило, содержат значительные количества растворенных солей, из которых чаще всего преобладая хлористый кальций. Обычно температура замерзания пластовых вол ниже 0°С, а по характеристике они являются электролитами. Часто пластовые воды встречаются в виде крепких рассолов с достаточно низкой температурой замерзания. Кроме того, замечено, что в скважинах, где наблюдается приток минерализованной воды, интенсивность гидратообразования значительно ниже по сравнению с теми скважинами, в которых капельная влага имеет конденсатное происхождение. Это указывает на то, что пластовые воды, являясь электролитами, выполняют роль антигидратных ингибиторов, действия которых заключается в том, что при их смешивании с конденсирующейся влагой изменяется ее молекулярная структура.

Имеющиеся в растворе ионы солей разрушают ассоциации молекул воды, в результате чего исключается возможность гидратообразования. Отсюда следует, что чем больше ионов в растворе, тем меньше вероятность связывания молекул воды в кристаллическук решетку гидрата.

4.2.3 Ввод гликолей

Этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) применяются в качестве антигидратных ингибиторов.

В таблице 4.1 приведена характеристика гликолей.

По своим качествам гликоли являются более сильными, но и более дорогими ингибиторами по сравнению с растворами хлористого кальция и метанолом. При использовании отработанный раствор обязательно регенерируется и используется вновь. Это значительно снижает стоимость применения гликолей.

Таблица 4.1

Гликоль	Температура замерзания,°С	Температура кипения,°С
С2Н6О2 (ЭГ)	От - 17,4 до - 12	197,2 (198 - 200)
С4Н10О3 (ДЭГ)	От - 10,45 до - 6,5	244,5 (245 - 250)
С6Н14О4 (ТЭГ)	- 5	280 - 290

Рисунок 4.10 - Упругость паров метанола и воды над их растворами различной концентрации.

Выбор гликоля зависит от состава газа. Так, в магистральном газопроводе, где присутствует природный газ, лучше применять ЭГ. Однако в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах использовать ЭГ невыгодно из-за высокой упругости его паров. Для этих условий более подходят ДЭГ и ТЭГ. Следует отметить, что в единой системе сбора и транспорта газа следует применять один вид гликоля, что упрощает сбор и регенерацию отобранного раствора. С этой точки зрения целесообразнее всего применять ДЭГ.

Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) часто используют для осушки газа и в качестве ингибитора для борьбы с отложениями гидратов. Наиболее распространен как ингибитор диэтиленгликоль, хотя применение этиленгликоля более эффективно: его водные растворы имеют более низкую температуру замерзания, меньшую вязкость (рисунок 4.11), а также малую растворимость в углеводородных газах, что значительно снижает его потери.

Рисунок 4.11 - Зависимость вязкости водных растворов гликолей от температуры.

А - ЭГ; б - ДЭГ; в - ТЭГ; содержание гликоля (%): 1 - 10; 2 - 25; 3 - 50; 4 - кривая замерзания

Гликоли с водой также смешиваются в любых соотношениях. Плотность водных растворов гликолей и температуру их замерзания можно определить по графикам (рисунок 4.12 и 4.13). Наиболее низкие температуры замерзания этих растворов находятся в пределах концентрации 60 - 70%, которые являются оптимальными при использовании гликолей в качестве ингибиторов гидратов. Так как упругость паров гликолей при температуре образования гидратов небольшая (рисунок 4.14), то они при вводе в трубопровод практически полностью остаются в жидкой фазе, что упрощает их улавливание для повторного использования.

Регенерация гликолей проводится до получения свежего раствора. Потери гликолей при использовании их в качестве ингибиторов гидратов складываются из потерь при регенерации (термическое разложение и унос), потерь в результате неполного отделения от газа в сепараторах, растворения гликолей в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.

Рисунок 4.12 - Зависимость плотности водных растворов гликолей от температуры. а - ЭГ. Температура (°С): 1 - 44; 2 - 156; 3 - 267; 4 - 378; б - ДЭГ; в - ТЭГ. Массовая доля в %: 1 - 100; 2 - 90, 3 - 80, 4 - 70; 5 - 60; 6 - 50; 7 - 40; 8 - 30; 9 - 20; 10 – 10

Рисунок 4.13 - Зависимость температуры замерзания водных растворов гликолей от концентрации. 1 - ДЭГ; 2 – ЭГ

Рисунок 4.14 - Зависимость упругости паров гликолей от температуры.

1 - ЭГ; 2 - ДЭГ; 3 – ТЭГ

Потери вследствие растворимости гликолей в углеводородах невелики, однако они увеличиваются при наличии в конденсате ароматических углеводоров (рисунок 4.15, 4.16, 4.17). При наличии в конденсате ароматических углеводородов гликоли образуют пену и эмульсии, что отрицательно влияет на работу установки и увеличивает потери.

Рисунок 4.15 - Зависимость температуры регенерации гликолей от концентрации. а-ЭГ, б-ДЭГ

Рисунок 4.16 - Зависимость растворимости ДЭГ в природном газе от давления. Температура (°С): 1 - 37,5; 2 – 25

Рисунок 4.17 - Зависимость растворимости гликолей в парафиновых углеводородах от температуры. 1 - ТЭГ; 2 – ДЭГ

Рисунок 4.18 - Номограмма для определения понижения температуры образования гидратов природных газов и расхода ингибиторов.

1 - LiCl; 2 - MgCl₂; 3 - NaCl; 4 - NН₄; 5 - CaCl₂; 6 - СН₃ОН; 7 - ЭГ; 8 - ДЭГ; 9 – ТЭГ

В некоторых случаях при эксплуатации скважин температура образования гидратов значительно снижается, например при обводнении скважин. Чем выше минерализация воды, поступающей из скважины вместе с газом, тем ниже температура образования гидратов. Присутствие нефти и дизельного топлива препятствует прилипанию образовавшихся гидратов к поверхности труб.

Понижение температуры образования гидратов, а также расход того или иного ингибитора (из расчета на 1 кг выделившейся из газа влаги) можно определить по графику (рисунок 4.18).

4.3 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.

Существующие способы осушки при подготовке газа к дальнему транспортированию подразделяются на две основные группы:

1). сорбционные - поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твердыми (адсорбция) сорбентами;

2). охлаждением газового потока с дополнительным компримированием и без него.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа.

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

Методы абсорбции ди - и триэтиленгликолями обеспечивают снижение точки росы на 24 - 40°С.

Практика показала, что влагосодержание газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, должно, составлять, не более 0,05 - 0,1 г/м³. Осушка газа предотвращает гидратообразование и снижает внутреннюю коррозию газопровода.

Жидкий сорбент, пригодный для осушки природных газов, должен удовлетворять требованиям: высокая взаимная растворимость с водой; низкая стоимость; антикоррозийность; стабильность по отношению к газовым компонентам; стабильность при регенерации; простота регенерации; малая вязкость; низкая упругость паров при температуре контакта, малое поглощение углеводородных компонентов газа; низкая способность к пенообразованию или образованию эмульсии.

В наибольшей степени этим требованиям отвечает диэтиленгликоль:

(СН₂CH₂OH) ₂O, представляющий собой прозрачную глицериноподобную жидкость с температурой кипения 245°С и температурой замерзания минус 9°С. Плотность ДЭГ - 1,116 кг/м³.

Для осушки газа с целью снижения точки росы до минус 15 - минус 20°С используется ДЭГ концентрации 99 - 99,5 %. Необходимое количество ДЭГ можно рассчитать по формуле:

Q = (W₁ - W₂) c₂/ (c₁ - c₂), (4.4)

где Q - расход ингибитора, кг/1000 м³ газа; W₁ - влагосодержание газа до ввода в него ингибитора (берется по специальным графикам для пластовых условий), кг/1000 м³ газа; W₂ - влагосодержание потока газа при условиях вывода ингибитора (например в сепараторе); с₁ - концентрация вводимого раствора ингибитора, % вес. (величина заданная); с₂ - концентрация выводимого раствора, % вес., величина либо заданная, либо определяемая.