Мероприятия по предупреждению образования гидратов и их разрушению

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.

Согласно нормам технологического проектирования удельный расход метанола для предупреждения процесса гидратообразования определяется из уравнения материального баланса [12]

, (2.139)

где q_M – удельный расход метанола, г/м³;

W₁, W₂ – влагосодержание газа соответственно в точках ввода и вывода ингибитора (начале и конце линейного участка), г/м³;

С₁, С₂ – массовая концентрация вводимого и выводимого ингибитора;

a – коэффициент, определяющий отношение массового содержания метанола в газовой фазе к массовой концентрации метанола в водном растворе, контактирующем с газом;

b – коэффициент растворимости метанола в углеводородном конденсате;

q_K – углеводородный конденсатный фактор.

Значения влагосодержания W₁ и W₂ определяются по формуле (2.136) при известных значениях давления и температуры.

Конечная концентрация метанола зависит от разности температуры равновесного состояния гидратов и температуры газа в точке вывода метанола, то есть DT = T_РГ – T₂ и определяется из выражения

. (2.140)

Значение коэффициента a зависит от давления P₂ и температуры T₂ в точке вывода метанола и может быть найдена по формуле

. (2.141)

Коэффициент b зависит от состава газа, обводненности раствора метанола, давления и температуры газа. На практике величина b находится в интервале 0,01¼0,05. При высоком (90% и более) содержании метана значение q_K мало, поэтому третьим слагаемым уравнения (2.139) можно пренебречь.

Расчет удельного расхода метанола согласно отраслевым нормам предусматривает величину W₁ равную влагосодержанию насыщенного газа. При этом удельный расход метанола q_M гарантирует предотвращение образования газовых гидратов в газопроводе при любых значениях начального влагосодержания.

Дата добавления: 2014-01-05