Определение зон гидратообразования.
Гидраты в газопроводе образуются в тех случаях, когда точка росы транспортируемого газа равна или выше рабочей температуры газа. Зная состав, влажность транспортируемого газа, изменение температуры и давления в газопроводе, можно заранее определить возможные зоны образования гидратов и наметить мероприятия по их предотвращению.
Для этого необходимо знать состав и начальную влажность газа, а также изменение его давления температуры в газопроводе.
Зона образования гидратов в магистральном газопроводе
Давление в газопроводе меняется по кривой АВ. Температура по кривой СД. На основании равновестных кривых гидратообразования рис.3-18 и линии падения давления АВ строим кривую равновесной температуры МN гидратообразования данного газопровода. Точки m и n пересечения кривых, показывающих изменение в газопроводе температуры и равновесной температуры гидратообразования газа. Участок возможного образования гидратов - участок mf. Однако гидраты могут образовываться не на всем протяжении участка mn. Это обьясняется тем, что в результате образования гидратов в точке m, упругость паров воды уменьшается рис.3-19, что соответствует снижению точки росы газа от m до m1 рис.3-20.В дальнейшем, по мере снижения температуры газ все больше и 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. В газопроводе в зависимости от характера изменения температуры давления газа и его начального влагосодержания (точки росы) могут образоваться несколько локальных гидратных пробок.
Средняя объемная скорость накопления гидратов V может быть определена по формуле: Vср = G (Wн-Wк) V где G-расход газа. Wн и Wк-влагосодержание газа в равновесной точке гидратообразования и после образования гидратов (определяются на основании графика, приведенного на рисунке.
Упругость паров воды в равновесии с водой (1) и гидратами (2)
V- удельный объем гидратов.
Для обнаружения в газопроводе зон гидратообразования и своевременного предотвращения этого явления необходимо систематически следить за точкой росы газа, поступающего в газопровод, и вести ежедневный анализ давлений по трассе.
Персонал диспетчерской службы должен вести систематическое наблюдение за перепадом давления по манометрам и строить графики падения давления по закону прямой, согласно которому на участке газопровода длиной Lкм. Значение квадратов величин абсолютного давления, нанесенные на график с координатами P2 и L должны лежать на одной прямой, если P во всех точках замеряют одновременно. Зоны возможного гидратообразования определяют путем анализа графика с наложением графиков P и t в газопроводе и температуры образования гидратов
Предупреждение гидратообразования
Предупредить гидратообразование проще и дешевле, чем ликвидировать уже образовавшиеся гидраты, особенно в газопроводах большего диаметра если гидратная пробка полностью перекрыла сечение газопровода.
Методы по предупреждению и ликвидации образовавшихся гидратов можно разделить на четыре группы:
1). Осушка природного газа.
2).Понижение давления ниже давления разложения.
3)Подогрев газа до температуры, превышающей температуру разложения.
4)Ввод ингибиторов в поток газа.
Осушка природного газа.
Основной метод предупреждения образования гидратов в магистральных газопроводах-осушка газа.
При больших объемах транспортируемого газа осушка газа является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе.
Существующие способы осушки при подготовке газа к дальнему транспорту подразделяются на две основные группы: Абсорбционный способ осушки поглощение влаги жидким поглотителем диэтиленгликолем. Адсорбционный способ осушки поглощение влаги твердым поглотителем селикогелем.
Осушка газа жидким сорбентом. (абсорбция).
Жидкий сорбент, применяемый для осушки природного газа, должен удовлетворять требованиям:
1).Высокая взаиморастворимость с водой.
2).Низкая стоимость.
3) Низкая коррозийность.
4) Стабильность к компонентам газа.
5) Стабильность при регенерации.
6) Простота регенерации.
7) Малая вязкость.
8) Низкую упругость паров при температуре контакта.
9) Слабое поглощение углеводородных компонентов газа.
10) Низкую способность к образованию пены или эмульсий.
Из известных абсорбентов в наибольшей степени обладает этими свойствами диэтиленгликоль.
Схема установки осушки газа. жидкими сорбентами.
Поступающий с промысла газ проходит сепаратор 1 где осаждается капельная влага, и поступает в нижнюю часть абсорбера 2. Сначала газ идет в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря большей поверхности контакта с насадками.
Затем газ последовательно проходит через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4-12.
Навстречу потоку газа протекает 95-97%-ный раствор диэтиленгликоля, вводимый в абсорбер насосом-10.
Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где освобождается от захваченных капель раствора, и направляется в газопровод.
Насыщенный раствор, содержащий 6-8% влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступает в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который идет на собственные нужды.
Из выветривателя насыщенный диэтиленгликоль насосом -9 закачивается в выпарную колонну (десорбер)-12, где осуществляется регенерация раствора.
Выпарная колонна состоит из двух частей: 1. колонны тарельчатого типа, в которой из насыщенного раствора диэтиленгликоля, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком водяного пара и паров диэтиленгликоля. 2. кипятильника-испарителя-11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и испарение воды.
В кипятильнике поддерживается температура раствора гликоля в пределах
150-160 0С, а в верхней части выпарной колонны 105-107 0С.
Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой температурой
30 0С, что позволяет сконцентрировать пары диэтиленгликоля и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера поступают в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается в сепараторе 15. Отсюда газ отсасывается из конденсата вакуумным насосом 14 и направляется на сжигание.
Часть полученной воды, содержащей диэтиленгликоль подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания t 105-1070С.
Регенерированный раствор диэтиленгликоля насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его t снижается примерно до 300С и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера.
На этом круговой цикл движения раствора заканчивается.
Если необходимо получить высокую концентрацию насыщенного раствора диэтиленгликоля (98-99%) для достижения более низких точек росы газа (от-15до-200С), то регенерацию гликолей производят под вакуумом, который создается вакуумным насосом 14.
Количество подаваемого раствора на 1000м3-48,3 литра.
Расход насыщенного водяного пара 2,1т/ч. Потери диэтиленгликоля на 1000м3 газа 25-30гр.
