Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 [ 26 ] 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

Рис. 3.23. Зона образования гидратов в магистральном газопроводе

Это условие является основным при проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод.

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 /7oi и гидратами р (рис. 3.22). Так, при температуре Ti гидраты могут образоваться только при влажности газа, соответствующей упругости паров воды oi. т. е. при р >ро1- При образовании гидрата часть паров воды, соответствующая снижению упругости паров с до р, переходит в гидрат. Таким образом, при образовании гидрата влагосодержание газа после гидратной пробки уменьшается в соответствии со снижением упругости паров воды до pj.

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 АВ, а температура Т - по кривой CD. На основании равновесных кривых гидратообразования (см. рис. 3.21) и линии падения давления АВ строим кривую MN равновесной температуры гидратообразования Тгидр для данного газопровода. Точки тип 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 тп). 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 т. Как отмечалось ранее, ira конечном участке газ недонасы-щен парами воды, поскольку при практически неизменной темпера-

туре давление в газопроводе быстро падает и, следовательно, гидра-тообрязовагнте на этом участке невозможно (начало этого участка на рис. 3.23 отмечено точкой /). Таким образом, зона гидратообразования данного газопровода определяется участком mf. Однако гидраты могут образовываться не на всем протяжении участка inf. Это объясняется тем, что в результате образования гидратов в точке т упругость паров воды уменьшается, что соответствует снижению точки росы газа от пг до nii. В дальнейшем по мере снижения температуры газ все больше насыщается парами воды, и в точке г он будет снова полностью насыщен, что приведет к образованию второй гидратной пробки. После этого точка росы газа снижается до и оказывается ниже минимальной температуры газа в газопроводе, что исключает образование третьей гидратной пробки.

jTaKHM образом, в газопроводе в зависимости от характера изменения температуры и давления газа и его начальной влажности (точки росы) могут образоваться несколько локальных гидратных пробок.

Методы предупреждения образования гидратов

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 дросселыюго 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

от 0018

оогб

20 30 iO SOch

Рис. 3.24. Зависимость коэффициента а от давления и температуры в точке образования гидратов

Рис. 3.25. График снижения температуры гидратообразования при вводе в газовый поток метанола

случаях длярзаложения 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 (£>Г), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбитола (ЭК) и др. Удельный расход ингибитора для предупреждения процесса гидратообразования

с, - С2

где Wi и W2 - влажность газа в точке соответственно ввода и вывода ингибитора; с, с. - 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 определяется по графику на рис. 3.25 в зависимости от требуемого снижения температуры гидратообразования AT = Тр-Тг, где 7р - равновесная температура гидратообразования газа; Тг - 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 разложе-