Обеспечение безгидратного режима работы газопромысловых коммуникаций (стр. 9 из 17)
Образование гидратов в стволе можно предупредить теплоизоляцией фонтанных или обсадных колонн, повышением температуры газа в стволе с помощью нагревателей. Самый распространенный способ предупреждения образования гидратов - подача ингибиторов (метанола, гликолей) в поток газа. Иногда подача ингибитора осуществляется через затрубное пространство. Выбор реагента зависит от многих факторов.
Рисунок 3.14 - Изменение допустимого дебита скважины, при котором исключается образование гидратов, в процессе разработки месторождения.
1 - линия допустимых дебитов; 2 - проектный дебит; 3 - зона гидратов
Рисунок 3.15 - График определения места образования гидратов в скважинах
Дебит (в тыс. м3/сут); 1 - 20, 2 - 30. Кривые: 3 - геотермического градиента; 4 - равновесной температуры образования гидратов
Место начала образования гидратов в скважинах определяют по точке пересечения равновесной кривой образования гидратов с кривой изменения температуры газа по стволу скважин (рисунок 3.14). Практически образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье и уменьшению дебита газа. Если гидраты перекрывают сечение скважины не полностью, разложения их проще всего достигнуть с помощью ингибиторов. Значительно труднее бороться с отложениями гидратов, полностью перекрывающих сечение фонтанных труб и образовавших сплошную гидратную пробку. При небольшой длине пробки ее ликвидацию обычно осуществляют продувкой скважины. При значительной длине выбросу пробки в атмосферу предшествует некоторый период, в течение которого она частично разлагается в результате снижения давления. Продолжительность периода разложения гидратов зависит от длины пробки, температуры газа и окружающих горных пород. Твердые частицы (песок, шлам, окалина, частицы глинистого раствора и т.п.) замедляют разложение пробки. Для ускорения этого процесса используют ингибиторы.
Следует учитывать также, что при образовании гидратной пробки в зоне отрицательных температур только при понижении давления получают эффект. Дело в том, что вода, выделяющаяся при разложении гидратов при низкой концентрации ингибитора, может замерзнуть и вместо гидратной образуется ледяная пробка, ликвидировать которую затруднительно.
Если пробка большой длины образовалась в стволе скважины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуляцию ингибитора над пробкой. В результате механические примеси размываются, и на поверхности гидратной пробки постоянно содержится ингибитор высокой концентрации.
3.7 Образование гидратов в газопроводах
Для борьбы с отложениями гидратов в промысловых и магистральных газопроводах применяют те же способы, что и на скважинах. Кроме того, предупредить образование гидратов можно путем ввода ингибиторов и теплоизоляцией шлейфов.
По расчетным данным теплоизоляциия шлейфа пенополиуританом толщиной 0,5 см при среднем дебите скважин 3 млн. м3/сут. обеспечивает безгидратный режим его работы при длине до 3 км, а при дебите 1 млн. м3/сут. - до 2 км. Практически толщину теплоизоляции шлейфа с учетом запаса можно принять равной в пределах 1 - 1,5 см.
Для борьбы с образованием гидратов при исследовании скважин применяют способ, предотвращающий их прилипание к стенкам труб. С этой целью в поток газа вводят поверхностно - активные вещества (ПАВ), конденсат или нефтепродукты. При этом на стенках труб образуется гидрофобная пленка, и рыхлые гидраты легко транспортируются потоком газа. ПАВ, покрывая поверхность жидкостей и твердых веществ тончайшими слоями, способствует резкому изменению условий взаимодействия гидратов со стенкой трубы. Гидраты водных растворов ПАВ не прилипают к стенкам. Лучшие из водорастворимых ПАВ - ОП - 7, ОП - 10, ОП - 20 и ИНХП - 9 - можно использовать только в области положительных температур. Из нефтерастворимых ПАВ лучшим является ОП - 4 - хороший эмульгатор.
Добавление к 1 л нефтепродуктов (лигроину, керосину, дизельному топливу, стабильному конденсату) соответственно 10; 12,7 и 6 г ОП - 4 предотвращают прилипание гидратов к стенкам труб. Смесь, состоящая из 15 - 20 % (по объему) солярового масла и 80 - 85 % стабильного конденсата, предотвращает отложения гидратов на поверхности труб. Расход такой смеси составляет 5 - 6 л на 1000 м3 газа.
3.8 Температурный режим газопроводов
После расчета температуры и давления по длине газопровода и зная равновесные их значения, можно определить условия образования гидратов. Температура газа рассчитывается по формуле Шухова, которая учитывает теплообмен газа с грунтом. Более общая формула, учитывающая теплообмен с окружающей средой, эффект Джоуля - Томсона, а также влияние рельефа трассы, имеет вид:
t = t0 + (tn - t0)*e- xj - Di * p1 - p2 1 - e -xj gDzl j Cpl ( 3.9)
j = КpDr QCp
где t, to - температура соответственно газа в газопроводе и окружающей среды; tn - начальная температура газа; х - расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; Di - коэффициент Джоуля - Томсона; p1, p2 - давление соответственно в начале и конце газопровода; l - длина газопровода; g - ускорение свободного падения; Dz - разность отметок по высоте конечной и начальной точек газопровода; Ср - теплоемкость газа при постоянном давлении; К - коэффициент теплопередачи в окружающую среду; D - диаметр газопровода; р - плотность газа; Q - объемный расход газа.
Для горизонтальных газопроводов формула (3.9) упрощается и имеет вид:
t = t0 + (tn - t0) e - xr - Di { (p1 - p2) (1 - e - xr) / l * j}, (3.10)
Расчеты и наблюдения показывают, что температура газа по длине газопровода плавно приближается к температуре грунта (рисунок 3.20).
Рисунок 3.15 - Изменение температуры газа вдоль подземного газопровода
1 - измеренная температура; 2 - изменение температуры; 3 - температура грунта
Выравнивание температур газопровода и грунта зависит от многих факторов. Расстояние, где разница температур газа в трубопроводе и грунте становится не ощутимой, можно определить, если в уравнении (3.10) принять t = to и х = x0.
Тогда:
x0 = (1/j) ln{ (lj (tn - t0) / (Di (p1 - p2)) + 1}, (3.11)
Можно считать, что на этом же расстоянии от начала газопровода прекращается выпадение влаги из газа (если оно происходило), так как температура газа не изменяется, а давление снижается.
Например, по расчетным данным на подводном газопроводе диаметром 200 мм пропускной способностью 800 тыс. м3/сут. температура газа выравнивается с температурой воды на расстоянии 0,5 км, а на подземном газопроводе при тех же параметрах - на расстоянии 17 км.
4. Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними
4.1 Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок
Место образования гидратной пробки обычно удается определить по росту перепада давления на данном участке газопровода. Если пробка не сплошная, то в трубопровод через специальные патрубки, штуцера для манометров или через продувочную свечу вводят ингибитор. Если в трубопроводе образовались сплошные гидратные пробки небольшой длины, их иногда удается ликвидировать таким же путем.
Рисунок 4.1 - Зависимость температуры замерзания воды от концентрации раствора. Ингибиторы: 1 - глицерин; 2 - ТЭГ; З - ДЭГ, 4 - ЭГ; 5 - С2Н5ОН; 7 - NaCI; 8 - CaCI2; 9 - MgCl2
При длине пробки, исчисляемой сотнями метров, над гидратной пробкой вырезают в трубе несколько окон и через них заливают метанол. Затем трубу заваривают вновь.
Для быстрого разложения гидратной пробки применяют комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора в зоне образования гидратов снижают давление.
Ликвидация гидратных пробок методом снижения давления. Сущность этого метода заключается в нарушении равновесного состояния гидратов, в результате чего происходит их разложение. Давление снижают тремя способами:
1). Отключают участок газопровода, где образовалась пробка, и с двух сторон через свечи пропускают газ;
2). Перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов;
3). Отключают участок газопровода с обеих сторон пробки и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов.
После разложения гидратов учитывают следующее: возможность накопления жидких углеводородов на продуваемом участке и образование повторных гидратоледяных пробок за счет резкого снижения температуры.
При отрицательных температурах по методу снижения давления в некоторых случаях не получают должного эффекта, так как вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом случае метод снижения давления используют в комбинации выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении гидратов, не замерзал (рисунок 4.1).