Изменение влажности газа по длине газопровода

 

Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ – вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Для прогнозирования места образования и интенсивности накопления гидратов в системах газоснабжения необходимо знать изменение влажности газа в различных термодинамических условиях.

В практике часто пользуются абсолютной влажностью ω, выраженной массой паров воды в единице объема газа, приведенной к нормальным условиям (273 К (О °С) и 0,1013МПа). Относительная влажность – это выраженное в процентах или долях единицы отношение количества водяных паров, содержащихся в газовой смеси, к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же температуре и давлении при полном насыщении. На практике влажность газов чаще всего определяют по номограмме (рис. 3.19), которая получена в результате обработок большого числа измерений влажности природного газа относительной плотности по воздуху Δ = 0,6 прямыми методами. На номограмме нанесена равновесная кривая гидратообразования, ограничивающая определенную область, в которой влажность газов должна определяться из условия равновесия паров воды над гидратами. Из номограммы видно, что влажность природного газа растет с повышением температуры и снижается с увеличением давления. Влажность природных газов уменьшается также с увеличением их молекулярной массы μ и солености воды s. Температура, при которой газ становится насыщенным при данных давлении и влажности, называется точкой росы газа.

Изменение влажности природного газа при его движении по газопроводу зависит от характера изменения давления и температуры и начальной влажности газа (рис. 3.20). Влажность газа в состоянии полного его насыщения ω_нас меняется по длине газопровода L по кривой abcd. На начальном участке газопровода температура газа Т быстро падает (при значительной разности температур газа и окружающего грунта), а давление р снижается весьма медленно (скорость движения газа сравнительно невелика). Поэтому влажность газа в состоянии полного его насыщения снижается. На конечном участке картина обратная. Температура газа приближается к температуре окружающего грунта и изменяется по длине газопровода весьма незначительно, а давление резко падает (вследствие расширения газа скорость его движения в трубопроводе возрастает). В связи с этим влажность газа, соответствующая состоянию насыщения при температуре и давлении газа в газопроводе, увеличивается по длине последнего. При поступлении в газопровод газа с начальной влажностью ω₁=ω_нас на начальном участке будет происходить конденсация паров воды, а влажность газа будет изменяться по кривой ас. Количество воды, которая сконденсируется на этом участке газопровода, ΔW= (ω_1нас-ω_min) Q, где ω_1нас – влажность газа в состоянии насыщения при начальном давлении и температуре газа в газопроводе; ω_min – минимальная влажность газа в состоянии насыщения при движении его по газопроводу в точке с; Q – пропускная способность газопровода.

На конечном участке газопровода (после точки с) влажность газа остается неизменной и равной ω_min (линия се). При этом относительная влажность газа (степень насыщенности его водяными парами) будет постепенно снижаться. При поступлении в газопровод газа влажностью ω_min < ω_h< ω_1нас на начальном участке она остается постоянной, хотя степень насыщенности газа водяными парами будет возрастать и, наконец, достигнет максимума (точка b). После этого в газопроводе начнется конденсация влаги (линия bс). На конечном участке влагосодержание будет оставаться неизменным (линия се). Количество воды, которая сконденсируется в этом случае в газопроводе на участке bс, ΔW= (ω_h-ω_min) Q.

Наконец, при поступлении в газопровод газа влажностью ω_f< ω_1нас конденсации влаги не происходит (линия fg).

Таким образом, во избежание конденсации водяных паров в газопроводе влажность подаваемого в него газа не должна превышать минимальную влажность газа в состоянии насыщения при движении его по газопроводу – ω_min. Это условие является основным при проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод.

 

1.32 Определение возможности гидратообразования в газопроводе

 

Природные газы в определенных термодинамических условиях вступают в соединение с водой и образуют гидраты, которые, скапливаясь в промысловых и магистральных газопроводах, существенно увеличивают их гидравлическое сопротивление и, следовательно, снижают пропускную способность. Гидраты представляют собой соединения молекулярного типа, возникающие за счет Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Молекулы воды при образовании гидратов как бы раздвигаются молекулами газа. Образующиеся при этом полости между молекулами воды полностью или частично заполняются молекулами газа. Гидраты природных газов представляют собой неустойчивые соединения, которые при повышении температуры или понижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду – это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Условия образования гидратов газа могут быть представлены равновесными кривыми гидратообразования в координатах температура Т – давление р (рис. 3.21). Графики гидратообразования получены из условия равновесия пар–жидкость. Упругость паров воды над гидратом при данной температуре ниже упругости насыщенного пара над водой. Эксперименты показывают, что условия образования и разложения гидратов неидентичны. Давление начала разложения гидратов значительно ниже давления начала образования гидратов при одной и той же температуре. Такое снижение равновесного давления разложения по отношению к давлению образования гидратов происходит в результате уменьшения упругости паров воды над образующимися гидратами. Для определения условий образования и разложения гидратов пользуются графиками, характеризующими упругость паров воды в равновесии с водой р₀₁ и гидратами р₁ (рис. 3.22). Так, при температуре Т₁ гидраты могут образоваться только при влажности газа, соответствующей упругости паров воды р₀₁, т. е. при р >р₀₁. При образовании гидрата часть паров воды, соответствующая снижению упругости паров с р₀₁ до р₁ переходит в гидрат. Таким образом, при образовании гидрата влагосодержание газа после гидратной пробки уменьшается в соответствии со снижением упругости паров воды до р₁.

В газопроводе очень важно определить место образования гидратов. Для этого необходимо знать (так же как и для определения самой возможности образования гидратов) состав и начальную влажность газа, а также изменение его давления и температуры в газопроводе. Пусть давление р в газопроводе (рис. 3.23) меняется по кривой AB, а температура Т – по кривой CD. На основании равновесных кривых гидратообразования (см. рис. 3.21) и линии падения давления АВ строим кривую МN равновесной температуры гидратообразования Т_гидр для данного газопровода. Точки m и n пересечения кривых, показывающих изменение в газопроводе температуры и равновесной температуры гидратообразования газа, определяют участок возможного образования гидратов при условии полного насыщения газа водяными парами (участок mn). Однако зона выпадения гидратов в газопроводе фактически будет зависеть от начальной влажности газа, подаваемого в газопровод, т. е. в конечном счете от точки росы газа. Если последняя оказывается выше температуры газа в точке, соответствующей, например, точке k, то гидратообразование начнется в точке m. Как отмечалось ранее, на конечном участке газ недонасыщен парами воды, поскольку при практически неизменной температуре давление в газопроводе быстро падает и, следовательно, гидратообрязование на этом участке невозможно (начало этого участка на рис. 3.23 отмечено точкой f). Таким образом, зона гидратообразования данного газопровода определяется участком mf. Однако гидраты могут образовываться не на всем протяжении участка mf. Это объясняется тем, что в результате образования гидратов в точке m упругость паров воды уменьшается, что соответствует снижению точки росы газа от m до m₁. В дальнейшем по мере снижения температуры газ все больше насыщается парами воды, и в точке r он будет снова полностью насыщен, что приведет к образованию второй гидратной пробки. После этого точка росы газа снижается до r₁, и оказывается ниже минимальной температуры газа в газопроводе, что исключает образование третьей гидратной пробки. Таким образом, в газопроводе в зависимости от характера изменения температуры и давления газа и его начальной влажности (точки росы) могут образоваться несколько локальных гидратных пробок.

 

 

2 Вариант ответа (по моему покороче и понятнее!!!) Нечваль стр 148

 

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).

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).

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).

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)<T_Р(L).

 

1.33 Методы борьбы с гидратообразованием

 

Предупреждение образования гидратов подогревом газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, 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). Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях (ГРС), где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяют и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Очевидно, что этот 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 находится в пределах 1 – 1,5 МПа, применение данного метода для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах оказывается неэффективным (оптимальное давление транспортируемого газа 5 – 7 МПа). Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе в сочетании с ингибиторами, так как в противном случае после повышения давления гидраты появляются вновь. 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 температурах. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбитола (ЭК) и др. Удельный расход ингибитора для предупреждения процесса гидратообразования q_и = (ω₁-ω₂)c₂ /c₁ –c₂ + 10^-3αc₂ где ω₁ и ω₂ – влажность газа в точке соответственно ввода и вывода ингибитора; c₁ c₂ – массовая концентрация соответственно вводимого и выводимого ингибитора; а – коэффициент, определяющий отношение массового содержания ингибитора в газовой фазе к массовой концентрации ингибитора в водном растворе, контактирующем с газом рис. 3.24. Величина с₂ определяется по графику на рис. 3.25 в зависимости от требуемого снижения температуры гидратообразования ΔТ = Т_р – Т_г, где T_р – равновесная температура гидратообразования газа; Т_г – температура газа в газопроводе. 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 высоких капиталовложений нерационально использовать другие методы. Этот способ целесообразно применять также там, где гидраты образуются редко и в небольших количествах. Метанол можно вводить в сочетании с другими средствами, например с осушкой газа (при нарушении технологии осушки) или с понижением давления (с целью разложения уже образовавшихся в газопроводе отложений гидратов). 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 дегидраторных аппаратах, а также в скважинах. При этом предпочтение следует отдать диэтиленгликолю, так как возможность его регенерации и сравнительно небольшие потери и 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 должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа (влажность должна составлять не более 0,05 – 0,1 г/м³).

 

2 вариант ответа по Нечваль стр

Для предупреждения гидратообразования могут применяться следующие способы.

n Подогрев газа выше температуры гидратообразования. Этот способ применяется на газовых промыслах и на ГРС для предупреждения обмерзания трубопроводной арматуры. Подогревать газ на линейной части газопровода практически невозможно и экономически нецелесообразно.

n Снижение давления газа ниже давления равновесного состояния гидратов. Этот метод может применяться в качестве аварийного при закупорке газопровода гидратной пробкой. Для этого аварийный участок отсекается линейными кранами, после чего производится выпуск газа в атмосферу через продувочные свечи. Давление снижается до тех пор, пока равновесная температура гидратообразования не станет ниже температуры газа и гидратная пробка не разрушится. Данный способ применяется крайне редко как вынужденная мера, поскольку приводит к значительным потерям газа и наносит ущерб окружающей среде.

n Осушка газа твердыми и жидкими поглотителями на стадии подготовки газа к транспорту. Качественная осушка газа является наиболее радикальным методом предупреждения гидратообразования в газопроводах.

n Ввод ингибиторов гидратообразования в поток транспортируемого газа. Ингибиторы, введенные в поток газа, частично поглощают водяной пар и переводят их в раствор, не образующий гидратов, или же образующий их при более низких температурах. В качестве ингибиторов гидратообразования применяется метиловый спирт (метанол CH₃OH), а также растворы диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).Наиболее широко используемым летучим ингибитором является метанол.