Утворення гідратів у трубопроводах

Для боротьби з відкладеннями гідратів в промислових і магістральних газопроводах застосовують ті ж способи, що і у свердловинах. Крім того, попередити утворення гідратів можна шляхом введення інгібіторів і теплоізоляцією шлейфів.

Для боротьби з утворенням гідратів застосовують спосіб, що запобігає їх прилипанню до стінок труб. З цією метою в потік газу вводять поверхнево-активні речовини (ПАР), конденсат або нафтопродукти. При цьому на стінках труб утворюється гідрофобна плівка і рихлі гідрати легко транспортуються потоком газу.

Кращі з водорозчинних ПАР є савенол або неонол їх можна використовувати тільки в області плюсових температур. З нерозчинних ПАР кращим є ОП-4 - емульгатор.

Додавання до 1 л нафтопродуктів (лігроїну, гасу, дизельного паливу, стабільного конденсату) відповідно 10; 12,7 і 6 г ОП-4 запобігає прилипанню гідратів до стінок труб. Суміш, що складається з 15—20 % (за об'ємом) солярового масла і 80—85 % стабільного конденсату, запобігає відкладенню гідратів на поверхні труб. Витрата такої суміші складає 5 - 6 л на 1000 м³ газу.

Після розрахунку температури і тиску по довжині газопроводу і знаючи розраховані температури гідратоутворення, можна визначити умови і місце утворення гідратів.

1 - розраховані температури; 2 - температури гідратоутворення; З - температура грунту.

Рис.2.10 - Зміна температури газу і гідратоутворення вздовж підземного газопроводу для визначення місця

утворення гідратів.

Температура газу розраховується по формулі Шухова, яка враховує теплообмін газу з ґрунтом. Більш загальна формула, що враховує теплообмін з навколишнім середовищем додатково враховують ефект Джоуля - Томсона, а також вплив рельєфу траси

де t, t_о - температура відповідно газу в газопроводі і навколишнього середовища; t_н - початкова температура газу; х - відстань від початку газопроводу до даної точки; D_і - коефіцієнт Джоуля-Томсона; р₁, р₂ - тиск відповідно на початку і в кінці газопроводу; L - довжина газопроводу; g - прискорення вільного падіння; Δz - різниця відміток по висоті кінцевої і початкової точок газопроводу; С_Р - теплоємність газу при постійному тиску; К - коефіцієнт теплопередачі в навколишнє середовище; D - діаметр газопроводу; ρ - густина газу; Q - об'ємна витрата газу.

Для горизонтальних газопроводів формула (2,42) спрощується і має вигляд

Розрахунки і спостереження показують, що температура газу по довжині газопроводу плавно наближається до температури ґрунту (рис. 2.10).

Вирівнювання температур газопроводу і ґрунту залежить від багатьох чинників. Відстань, де різниця температур газу в трубопроводі і ґрунті стає не відчутною, можна визначити, якщо в рівнянні (2.43) прийняти t= t _о, х = х_о.

Тоді

Можна вважати, що на цій ж відстані від початку газопроводу припиняється випадання вологи з газу (якщо воно відбувалося), оскільки температура газу не змінюється, а тиск знижується.

Наприклад, за розрахунковими даними на підводному газопроводі діаметром 200 мм пропускною спроможністю 800 тис.м³/доб температура газу вирівнюється з температурою води на відстані 0,5 км., а на підземному газопроводі при тих же параметрах - на відстані 17 км.

Ефективним і надійним методом попередження утворення гідратів є осушення газу перед надходженням його в трубопровід. Необхідно, щоб осушення проводилася до тієї точки роси, яка забезпечувала б нормальний режим транспортування газу. Як правило, осушення здійснюють до точки роси на 5-6 °С нижче мінімально можливої температури газу в газопроводі. Вибирати точку роси слід з урахуванням умов забезпечення надійного газопостачання на всьому шляху руху газу від родовища до споживача.

Місце утворення пробки гідрату зазвичай вдається визначити по зростанню перепаду тиску на даній ділянці газопроводу. Якщо пробка не суцільна, то в трубопровід через спеціальні патрубки, штуцера для манометрів або через продувальну свічку вводять інгібітори рис.

Якщо в трубопроводі утворилися суцільні пробки гідратів невеликої довжини, їх іноді вдається ліквідовувати таким же шляхом. При довжині пробки, що обчислюється сотнями метрів, над пробкою гідрату вирізують в трубі декілька вікон і через них заливають метанол. Потім трубу заварюють знову.

Для швидкого розкладання пробки застосовують комбіновані способи; одночасно з введенням інгібітору в зоні утворення гідратів і знижують тиск. При ліквідація пробок гідратів методом зниження тиску полягає в порушенні рівноважного стану гідратів, внаслідок чого відбувається їх розкладання.

Тиск знижують трьома способами:

- відключають ділянку газопроводу, де утворилася пробка, і з двох сторін через свічки пропускають газ;

- перекривають лінійний кран з одного боку і випускають в атмосферу газ, ув'язнений між пробкою і одним з перекритих кранів;

- відключають ділянку газопроводу з обох боків пробки і випускають в атмосферу газ, ув'язнений між пробкою і одним з перекритих кранів.

Після розкладання гідратів враховують можливість накопичення рідких вуглеводнів на ділянці газопроводу, що продувається, і утворення повторних гідратних пробок за рахунок різкого зниження температури.

При від'ємних температурах по методу зниження тиску в деяких випадках не отримують належного ефекту, оскільки вода, що утворилася в результаті розкладання гідратів, переходить в лід і утворює крижану пробку. В цьому випадку метод зниження тиску використовують в комбінації з вводом у трубопровід інгібіторів гідратоутворення. Кількість інгібітору повинна бути таким, щоб при даній температурі розчин введеного інгібітору і води, що вийшов при розкладанні гідратів, не замерзав. Розкладання гідратів зниженням тиску в комбінації з введенням інгібіторів відбувається набагато швидше, ніж при використанні кожного методу окремо.

На практиці для боротьби з утворенням гідратів широко застосовують метанол і гліколі. Іноді використовують рідкі вуглеводні, ПАР, пластову воду, суміш різних інгібіторів, наприклад метанолу з розчинами хлористого кальцію і так далі.

Метанол володіє високим ступенем пониження температури гідратоутворення, здатністю швидко розкладати гідратні пробки, що вже утворилися.

Гліколі (етиленгліколь, діетиленгліколь, триетиленгліколь) часто використовують для осушення газу і як інгібітор для попередження з відкладеннями гідратів. Гліколі з водою змішуються в будь-яких співвідношеннях.. Найбільш низькі температури замерзання цих розчинів знаходяться в межах концентрації 60-70%, які є оптимальними при використанні гліколів, як інгібіторів для попередження гідратів.

Втрати внаслідок розчинності гліколів у вуглеводнях невеликі, проте вони збільшуються за наявності в конденсаті ароматичних вуглеводнів. За наявності в конденсаті ароматичних вуглеводнів гліколі утворюють піну і емульсії, що негативно впливає на роботу установок підготовки газу і збільшують їх втрати.

Як інгібітор попередження утворення гідратів використовували розчини солей хлористого кальцію (CaCL₂), Проте при тривалому використанні таких розчинів виникають ускладнення, які пов’язані з корозією із утворенням кріогідратів (лід + CaCL₂ · 6 H₂O + водний розчин CaCL₂).

Хлористий кальцій зазвичай поступає у вигляді 30%-ного розчину і порошку. Концентрацію розчинів хлористого кальцію перевіряють ареометром. Додавання твердого хлористого кальцію припиняють, коли густина розчину досягає 1,27—1,3 г/см³ при 20°С.

В деяких випадках при експлуатації свердловин температура утворення гідратів значно знижується, наприклад при обводненні свердловин. Чим вище мінералізація води, що поступає зі свердловини разом з газом, тим нижче температура утворення гідратів.

Пониження температури утворення гідратів, а також витрату того або іншого інгібітору (з розрахунку на 1 кг вологи, що виділилася з газу) визначають за відомими формулами або за графіками. Наприклад, якщо при використанні етиленгліколю потрібно знизити температуру на 30°С, то на кожен кілограм води, що виділилася з газу, необхідно 1,2 кг гліколя. Знаючи кількість вологи, що виділяється протягом доби, можна визначити витрату інгібітору.