- состав газа, его плотность;
- изменение температуры на отрезке «скважина - УКПГ»;
- изменение давления на отрезке «скважина - УКПГ»;
- влажность газа.
При наличии таковых данных возможно определение времени начала образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе.
Понятие гидратной пробки может быть описано процессом нарастания гидратов на стенке трубопровода до тех пор, пока сечение трубопровода полностью не будет перекрыто. При создании благоприятных условий для гидратообразования гидратная пробка быстро нарастает на данном участке газопровода по мере поступления воды в гидратообразователя. При этом происходит выделение паров воды из газа, что снижает упругость паров воды на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки.
Изменение упругости паров воды в условиях гидратообразования и условиях их разложения представлено на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3. Упругость паров воды в равновесии с жидкой водой и гидратами
1 - первая гидратная пробка; 2 - вторая гидратная пробка
На рисунке 1.4 представлено изменение основных параметров газового потока при образовании гидратной пробки.
Рисунок 1.4. Параметры газового потока при образовании гидратной пробки
Процесс образования гидратной пробки может быть описан следующим образом. Кривая AB описывает изменение давления по мере транспортировки газа по трубопроводу.
При этом равновесная температура образования гидратом изменяется по кривой МN, а влажность газа по кривой GD. Газ поступает в газопровод с точкой росы m, превышающей равновесную температуру образования гидратов n.
Таким образом, при пересечении кривой GD с кривой MN в точке пересечения n начинается процесс гидратообразования. После начала образования гидратов происходит снижение упругости паров воды над гидратами и влагосодержание газа соответственно снизится от точки n до точки n'.
Упругость паров воды в газопроводе при температуре n (см. рисунок 1.4) соответствует упругости паров воды в точке g (см. рисунок 1.3). В результате образования гидратов в точке n упругость паров воды снизится от точки g до точки h (см. рисунок 1.3), что соответствует снижению точки росы от n до n' (см рисунок 1.4).
Таким образом, точка росы паров воды в точке n стала ниже минимальной температуры в газопроводе (точка О на кривой GD). Иначе говоря, при дальнейшем движении газового потока конденсации паров воды не будет происходить, что исключает возможность образования гидратов после точки n.
При возникновении гидратной пробки давление в трубопроводе может быть охарактеризовано кривой abcd (см. рисунок 1.4).
Существует вероятность образования нескольких гидратных пробок. В результате образования гидратов в газопроводе влагосодержание газового потока над гидратами снижается соответственно снижению упругости паров воды, находящихся в равновесии с жидкой фазой и твердым гидратом.
Если в результате образования первой гидратной пробки точка росы паров воды снижается ниже минимума кривой изменения температуры газа в газопроводе, то следующая гидратная пробка может и не образоваться. Но если в результате образования гидратной пробки за счёт разности упругости паров воды над жидкой водой и над гидратами точка росы не снижается ниже минимальной температуры в газопроводе, то образуется следующая гидратная пробка - в точке пересечения линии влагосодержания с кривой изменения температуры в газопроводе.
Рисунок 1.5 описывает изменение параметров газового потока при возникновении двух гидратных пробок на одном участке газопровода.
Рисунок 1.5. Параметры газового потока при образовании двух гидратных пробок
Процесс возникновения двух и более гидратных пробок может быть описан следующим образом. Кривая AB описывает изменение давления по мере транспортировки газа по трубопроводу.
Изменение влажности газа описывает кривая GQ. Газ поступает в газопровод с точкой росы, превышающей равновесную температуру образования гидратов. Поэтому в точке пересечения кривой GQ с равновесной кривой образования гидратов происходит процесс гидратообразования.
В результате образования гидратов в точке n упругость паров воды над гидратами, в соответствии с рисунком 1.3, снизится от точки g до точки h.
Соответственно точка росы паров воды в газопроводе снизится от точки n до точки n'.
Точка росы паров воды в результате образования гидратной пробки в точке n снизилась до минимальной температуры (точка O).
Дальнейшее снижение температуры в газопроводе приводит к тому, что в точке r газ насыщается парами воды, упругость которых соответствует точка i, в соответствии с рисунком 1.3.
Таким образом, в этой точке произойдет образование второй гидратной пробки с последующим снижением точки росы до точки r', соответствующим снижению упругости паров воды от точки i до точки j, в соответствии с рисунком 1.3.
Образование следующей гидратной пробки в данных условиях может быть исключено, так как точка росы паров воды r' находится ниже минимальной температуры газа в трубопроводе (точка О).
Таким образом, в газопроводе в определенных условиях могут образоваться несколько локальных и гидратных пробок.
При рассмотрении промысловых газосборных сетей можно выделить следующие места возникновения процесса гидратообразования.
1. Непосредственно после штуцирования на фонтанной скважине, так как происходит резкое понижение давления и температуры.
2. Возможны потоки, в которых могут содержаться переносимые ранее образованные гидраты, скапливающиеся на диафрагме замерного участка.
3. Гидраты могут образовываться в различных местах по мере протяженности промысловых газосборных сетей, некоторые из них: на обратных клапанах, в бобышках для датчиков, внутренних полостях кранов, на мелких ответвлениях трубопровода.
4. Непосредственно в основном газосборном коллекторе образование гидратов происходит в местах с резким изменением скорости потока.
Таким образом, одной из основных проблем при проектировании и эксплуатации газового промысла является наличие процесса гидратообразования.
Процесс гидратообразования без исключений присутствует на каждом газовом месторождении в северных районах страны. Существует множество методик предупреждения процесса гидратообразования, а также методов борьбы с ним.
1.3 Предупреждение возникновения процесса гидратообразования
Существует множество методов предупреждения образования гидратов, но, к сожалению, не многие из них возможно применять непосредственно на кустовых газовых скважинах.
В рассмотренных ранее возможных местах возникновения процесса гидратообразования можно сделать вывод о том, что, например, при образовании гидратов при штуцировании методы предупреждения образования сужаются до одного единственного - ввод ингибиторов. Вкратце рассмотрим основные методы предупреждения образования гидратов и почему их невозможно применить на участке «скважина - УКПГ» газового промысла.
1. Метод подогрева газа. Данный метод предупреждения образования гидратов заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов.
Не вдаваясь в подробности можно оценить данный метод эффективным, исключающим процесс гидратообразования на всей протяженности участка, при правильном подборе температуры подогрева на начальном отрезке газопровода.
С другой стороны для подогрева газа необходимы станции подогрева при помощи электрообогрева трубопровода либо теплоносителей в теплообменниках различных конструкций.
Большинство разрабатываемых газовых промыслов расположены в северных районах страны, что в большинстве случаев сопровождается многолетнемерзлыми грунтами, а значит, строительство в таких районах обходится весьма недешево.
Для станции подогрева в любом случае будет необходим энергетический источник, который в целом обойдется недорого. Взяв в расчёт то, что на кустовых площадках имеется электроэнергия можно допустить применение подогрева газа, которое будет необходимо для каждого шлейфа-газопровода.
Такой вариант предупреждения образования гидратов применять экономически нецелесообразно, не включая в расчёт то, что предупредить образование гидратов при штуцировании вовсе невозможно при помощи данного метода.
Данный метод в целом требует больших эксплуатационных и капитальных расходов, но его применение может быть применено на магистральных газопроводах небольшой протяженности.
2. Метод снижения давления. Метод основывается на зависимости температуры и давления.
Для исходной температуры газового потока существует определенное равновесное давление, ниже которого при данной температуре гидраты образоваться не могут.
Данный метод применяется в основном для ликвидации образовавшейся гидратной пробки путём резкого снижения давления, что приводит к разложению гидратов. Ликвидация гидратных пробок методом снижения давление может производиться следующим образом.
Перекрывается запорно-регулирующая арматура с одной стороны и газ, находящийся между запорно-регулирующей арматурой и гидратной пробкой стравливается через продувочные свечи.
После начала стравливания газа происходит резкое падение давления необходимое для разложения гидратов, которое может происходить неопределенный период времени в зависимости от характера образованной гидратной пробки.
Основным недостатком применения данного метода является непригодность его использования при отрицательных температурах грунта, так как при разложении гидратов вода переходит в лед и возникает ледяная пробка.
В этом случае возможно применение данного метода предупреждения образования гидратов в комбинации с вводом ингибиторов, которые переводят воду из гидрата в раствор с низкой температурой замерзания и тем самым позволяют ликвидировать гидратные пробки даже при отрицательных температурах.
Для предотвращения гидратообразования необходимо обеспечить снижение давления против равновесного на всём протяжении газопровода. В данном случае пропускная способность газового промысла будет мало, поэтому для повышения пропускной способности газопровода возможно сооружение компрессорных станций или за счёт прокладки дополнительных газопроводов. В связи с этим данный метод считается экономически нецелесообразным и практически не применяется.
Метод снижения давления на практике применим исключительно для аварийных ситуаций для разложения гидратов в газопроводе путём кратковременного снижения давления ниже давления разложения гидратов.
3. Ввод ингибиторов. Метод ввода ингибиторов применим как для предупреждения образования гидратов, так и для ликвидации образовавшихся гидратов.
В качестве вводимых ингибиторов могут применяться: метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и другие. На рисунке 1.6 представлены кривые зависимости понижения температуры гидратообразования от концентрации ингибитора.
Рисунок 1.6. Снижение температуры гидратообразования гидратов при вводе в газовый поток водных растворов ингибиторов
1 - хлористый кальций, 2 - метанол, 3 - ТЭГ, 4 - ДЭГ, 5 - ЭГ
Ввод ингибитора может производиться в любой необходимой точке газопровода, а также имеет широкое применение установкой подачи ингибитора непосредственно перед штуцированием на фонтанной арматуре.
Необходимое количество ингибитора зависит от количества циркулирующего раствора в единицу времени и потерь ингибиторов, которые необходимо постоянно восполнять.
Процесс взаимодействия ингибиторов с газовым потоком может быть описан следующим образом.
Введенные ингибиторы в насыщенный водяными парами газовый поток частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования в случае наличия чистой воды.
Наиболее широко применяемым и налаженным методом ввода ингибитора является применение метилового спирта СН3ОН (метанол).
Экономически выгодно применение метанола при небольших расходах газа, что в основном можно отнести к магистральным трубопроводам и участкам газопромысловых коллекторов после головных сооружений (УКПГ), при условии нецелесообразного применения иных методов предупреждения образования гидратов, что должно быть обусловлено высокими капиталовложениями.
Широкое применение метанола на газовых месторождениях может быть обусловлено следующими основными причинами.
1. В совокупности эффективности и экономической составляющей стоимость метанола занимает лидирующую позицию. Широкая производственная база способствует поддержанию приемлемой стоимости метанола. Более того, при резкой необходимости в метаноле может быть организовано его производство из природного газа методом его неполного окисления кислородом воздуха, так и через синтез газа.