Технические науки. Механика

Махиянова А.Ф., Ишмурзин А.А.

Технологические и конструкторские направления улучшения работы АВО (аппаратов воздушного охлаждения) сырого газа, направленные на предотвращение гидратообразования.

Многие из компонентов, обычно входящих в состав природного газа, образуют гидраты в соединении с водой. Образование гидратов является одной из проблем, связанных с процессами добычи, переработки и транспортировки природного газа и его производных жидкостей. Однако на ранних этапах развития газового хозяйства значение гидратов природного газа еще не было очевидно, так как давление газа при добыче и транспортировке было сравнительно низким и гидраты в нем не встречались.

С развитием газовой промышленности в двадцатом столетии процессы добычи, переработки и транспортировки природного газа стали осуществляться под высоким давлением. При этом было обнаружено, что трубопроводы и технологическое оборудование забиваются массой, похожей на лед, тогда как температурные условия были слишком теплыми для образования льда. В 30-х Хаммершмидт доказал, что этим «льдом» на самом деле являются газовые гидраты. Действительно, анализ причин нарушений режимов работы технологических линий установок НТС показал, что многие из них связаны с образованием гидратов в теплообменных аппаратах, системах регулирования аппаратов, фильтрах. Гидратообразование нарушает естественный режим работы оборудования и трубопроводов, вызывает переполнение сепараторов и разделителей жидкой фазы, повышенный унос конденсата с газом в газопровод и/ или водометанольного раствора (ВМР) с конденсатом в конденсатопровод. Плотные гидратные пробки способны полностью перекрыть сечение трубопроводов, заполнить полости трубных пучков теплообменников, полости сепараторов и, таким образом, привести к аварийной остановке технологической установки. Опасность, связанная с гидратообразованием в технологических системах газоконденсатного промысла, усугубляется тем, что при возможном разогреве загидраченного участка разложение гидратной пробки сопровождается выделением большого количества газа и созданием аномально высокого давления в замкнутых полостях, особенно, если разогреваемый участок ограничен со всех сторон гидратными массами. Это вызывает повреждение деталей трубопроводов и оборудования и часто приводит к резкой разгерметизации и взрывному выбросу газа. Наиболее часто встречающимися неполадками, связанными с гидратообразованием, являются отказы контрольно- измерительных приборов (уровнемеров, манометров, перепадомеров), вызываемые закупорками каналов и залеганиями подвижных деталей в массе гидратной «каши». В этой связи и был предпринят анализ многочисленных методик расчета равновесных параметров гидратообразования, выявлены их некоторые недостатки (в частности, можно отметить сложность методик, основанных на аппарате статистической термодинамики, часто имеет место повышенная погрешность расчета), при этом оказалось целесообразным разработать упрощенную инженерную методику, специально адаптированную к природным газам, характерным именно для Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, и в которой учтены возможности внесения в дальнейшем некоторых корректив по промысловым данным.

Количество паров воды, которое может быть растворено в газе, ограничивается температурой и давлением в точке росы. Если вода конденсируется и скапливается в трубопроводе в достаточных количествах, могут образовываться гидраты. Гидраты относятся к клатратам, которые впервые были открыты Дэви в 1810 году. Клатраты представляют собой вещество, в котором сторонние молекулы внедрены в решеточную структуру, образуемую молекулами основного вещества. Гидратная решетка содержит пустоты, которые для стабилизации решетки должны быть заняты достаточным количеством внедренных молекул (гидратообразователя). Молекулы гидратообразователя обеспечивают устойчивость решетки таким же образом, как жидкость в порах находящегося под землей песка предотвращает его осаждение. При этом не обязательно, чтобы все пустоты были заняты. Таким образом, определенной формулы гидратов не существует. Внешне гидратные кристаллы похожи на лед и их состав может быть представлен следующими формулами:

Метан= CH4*6H2O

Этан= C2H6*8H2O

Пропан= C3Н8*17Н2О

i- бутан= С4Н10* 17Н2О

Азот= N2*6H2O

Двуокись углерода= CO2*6H2O

Сероводород= H2S*6H2O

Н-бутан также образует гидрат, но весьма неустойчивый. Другие компоненты природного газа не образуют гидраты.

Образование кристаллогидратов происходит в условиях относительно низких температур (при охлаждении потока газа ниже его температуры гидратообразования) и повышенных давлений и наличии воды и газа, содержащих указанные выше гидратообразующие компоненты (метан, этан, пропан и др.).

Углеводородные компоненты пентан и более тяжелые кристаллогидратов не формируют, поскольку размеры их молекул превосходят размеры клатратных полостей, образуемых ассоциированными молекулами воды. Перечисленные факторы обуславливают гидратообразование как в газовых, так и в нефтяных скважинах. Принципиальным отличием гидратообразования в нефтяных скважинах по сравнению с газовыми является резко выраженное изменение фазовых соотношений, количества и состава газа, выделяющегося из пластовой жидкости при ее движении от забоя к устью. Поэтому и изменяются термобарические условия начала образования гидратов. Контактное разгазирование пластовой жидкости в скважине обуславливает обогащение газовой фазы пропан-бутановой фракцией, что при понижении температуры газожидкостного потока и относительно малом падении давления приводит к интенсификации гидратообразования. Образованию гидратов при добыче нефти способствуют: низкая пластовая температура: наличие в разрезе зон с пониженной температурой или зоны вечно-мерзлых пород; присутствие в добываемой нефти пресной или слабоминерализованной воды; высокий газовый фактор, выпадение парафина и парафиноотложение; остановка скважин; заниженный дебит при хорошей продуктивной характеристике скважины; негерметичность лифтовой колонны; недостаточная осушка газа при газлифтной эксплуатации.

Способы определения параметров

начала гидратообразования

Техника и технология предупреждения и ликвидации гидратных отложений базируются на термобарических условиях образования кристаллогидратов. Эти условия могут быть установлены экспериментальным, расчетным или графическим методами. Очевидно, наиболее точные результаты получают экспериментальным путем. Это связано с применением специальной техники и требует сравнительно высокой квалификации. Выполнение этих требований в промысловых условиях вызывает определенные трудности. Поэтому большее распространение получили менее точные расчетные и графические методы. Особенно большие погрешности допускаются при использовании известных графиков параметров начала гидратообразования в зависимости от относительной плотности газа. Равновесные условия гидратообразования могут в 1,5 раза и более отличаться от установленных экспериментально, особенно при определении газов с относительной плотностью 0,9 и выше.

Более точные результаты получают при использовании расчетных методов. Разработаны следующие методы расчета условий образования гидратов применительно к системе газ- вода:

- по константам Ленгмюра (с использованием принципов статической термодинамики);

- по эмпирическим и полуэмпирическим уравнениям.

Расчет термобарических условий гидратообразования для газа неизменного состава заключается в определении равновесного давления при фиксированном значении температуры.

Как было установлено в 50- е годы рентгеноструктурным анализом (фон Штакельберг и др.), газовые гидраты относятся к клатратным соединениям и имеют одну из двух основных кубических структур: І или ІІ. В последние годы был выявлен еще ряд возможных структур (всего известно в настоящее время семь льдоподобных клатратных структур). В клатратных гидратах кубической структуры І на элементарную ячейку приходится две малых полости, шесть больших полостей и 46 молекул воды. В клатратных гидратах кубической структуры ІІ на элементарную ячейку приходится 16 малых полостей, восемь больших полостей и 136 молекул воды. Полости частично или полностью (в зависимости от термобарических условий) заполняют молекулы, входящие в состав природных газов (метана, этана, азота, диоксида углерода, сероводорода, пропана, изиобутана, нормального бутана.

Полученное рентгеноструктурное обоснование кристаллической структуры газовых гидратов как нестехиометрических клатратных соединений позволило физико-химикам разработать статистическую теорию газовых гидратов. На основе принципов статистичекой термодинамики были предложены теоретически строго обоснованные термодинамические модели газогидратной фазы, учитывающие разнообразные факторы: структуру газового гидрата, избирательную сорбцию молекул газов пустым клатратным каркасом, влияние взаимодействия включенных молекул между собой, энергию «разрыхления» льдоподобного каркаса при включении газовых молекул в клатратные полости. Такие строгие теории все еще не доведены до практического использования и фактически являются «заделом на будущее». В настоящее время продолжает использоваться только самая простая статистико- термодинамическая модель газового гидрата как идеального клатратного раствора (эта модель предложена в конце 50- х годов Баррером- Стюартом и Вандер- Вальсом- Платтеу). Именно на ее базе разработаны мощные программы, моделирующие фазовые равновесия газовых гидратов в технологических схемах промысловой и заводской обработки газа. Достоинство этих программ- возможность расчета фазовых равновесий углеводородных систем любого состава. Однако для конкретных природных газов газоконденсатных месторождений погрешность расчета равновесных параметров может достигать 30% по давлению и более (обычно имеет место завышение равновесных давлений при фиксированной температуре). Такова погрешность первых термодинамически обоснованных методик Парриша- Праузница и Быка- Фоминой по расчету равновесных параметров гидратообразования многокомпонентных газовых смесей. К сожалению, эта значительная погрешность реализуется именно на составах углеводородных смесей, характерных для газоконденсатных месторождений. В последующих работах эта погрешность была снижена до 10- 15% по давлению (что отвечает 1- 1,5°С по температуре).

В связи с вышеизложенным представляется актуальной разработка простых полуэмпирических корреляций, базирующихся на теории термодинамического подобия и сравнительного счета, заложенного в трудах отечественной школы термодинамиков М.Х. Карапетьянца, Л.П. Филиппова, И.И. Новикова и многих других.

Проведенный анализ показал, что целесообразно разработать схемы инженерного расчета отдельно для природных газовых смесей, образующих газовые гидраты структур І и ІІ.

Рассмотрим эти методики расчета. Они в качестве исходного момента используют подход ВНИИгаза и являются улучшенной упрощенной модификацией применительно к природным газам газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири.

Газовые гидраты структуры І образуются из газов чисто газовых месторождений при малом содержании пропана и бутанов (например, для газов сеноманских залежей характерны именно гидраты структуры І). Таким образом, методика расчета в принципе должна быть пригодна для газовых смесей с преобладанием метана и учитывать возможность присутствия в газе этана, диоксида углерода, азота и сероводорода (отметим однако, что сероводород практически не присутствует в большинстве газовых месторождений Западной Сибири, поэтому мы исключили сероводород из схемы расчета).

Анализ показал, что при фиксированной температуре равновесное давление гидратообразования природной газовой смеси Рсм связано с равновесными давлениями каждого компонента Рi следующей приближенной формулой:

1/ Рсм= Σi Yi/Pi, (1)

где yi- мольная доля компонента в газовой смеси. Зная равновесные параметры чистых газов и компонентный состав газа по гидратообразующим компонентам, можно по (1) определить равновесное давление гидратообразования Рсм при каждой фиксированной температуре. Для тех компонентов газовой смеси, которые не образуют газовые гидраты структуры І, полагаем Pi= ∞, что как раз и означает, что этот компонент не участвует в прцессе гидратообразования (как не трудно заметить, соответствующее слагаемое в уравнении (1) выпадает). Выражение (1) для частного случая бинарной системы «кислород- азот» было предложено впервые Миллером (1961 г.) с целью оценки равновесных параметров гидратообразования воздуха при образовании газовых гидратов в ледяных щитах Гренландии и Антарктиды из окклюдированного в лед воздуха.

Для рассматриваемых в настоящей работе газовых смесей применительно к фазовому равновесию газ- вода- гидраты структуры приближенное соотношение (1) может быть конкретизировано для каждой температуры.

Для температуры Т1= 273,15 К получим:

1/ Р1см= YСН4/ 2,568+ YС2Н6/ 0,52+ YN2/ 17,5+ YCO2/ 1,24 (2)

Для температуры Т2= 283,15 К получим:

1/ Р2см= YСН4/ 6,98+ YС2Н6/ 1,8+ YN2/ 51+ YCO2/ 5,3 (3)

Зная эти две реперные точки, можно определить условия гидратообразования при любой интересующей температуре с использованием обычной зависимости

ln P= A- B/ T , (4)

либо более точной зависимости (предложенной ранее В.А. Истоминым для описания экспериментальных данных по равновесным параметрам гидратообразования)

ln Pz= A- B/ T , (5)

где z- коэффициент сжимаемости газовой смеси.

Используя (5) либо (6), получим расчетные формулы для определения равновесного давления гидратообразования Рсм при температуре Т:

Рсм = exp[a- b/ T],

a= 0.5ln (P1P2)+ 0.5(T1+ T2)/ (T1- T2) ln P2/ P1, (6)

b= T1T2/ T2- T1* ln P2/ P1

либо

Рсм zсм= exp[a- b/ T],

a= 0. ln(P1z1P2z2)+0.5(T1+ T2)/ (T1- T2) ln [(P2z2)/ (P1z1)], (7)

b= T1T2/ T2- T1* ln [(P2z2)/ (P1z1)].

Формула (6) рекомендуется к применению в температурном диапазоне 273- 287 К, а несколько более сложная формула (7), точнее учитывающая термодинамические свойства газовой фазы, - в диапазоне 273- 290 К.

Таким образом, разработанная методика расчета равновесных параметров гидратообразования исключительно проста и состоит в последовательном использовании формул (2), (3) и (6), либо (7).

Проверка полученных соотношений на газовых смесях, близких по составу к природным, показала ее приемлимый для газопромысловой практики характер. Отклонения расчетных значений образования гидратов от экспериментальных не превышали 10 % (по давлению) или 1 °С (по температуре). При дальнейшем расчетно- методическом исследовании было выявлено, что погрешность возрастает до 30% в диапазоне содержания этана в газовой смеси 8- 60%. Хотя такие содержания этана реально не встречаются в природных газах, образующих гидраты структуры І, тем не менее этот случай был рассмотрен особо. Оказалось целесообразным скорректировать формулы (2) и (3), заменой молярного содержания этана YC2H6 на его эффективное значение ỸC2H6^0,87.

Аналогичная схема расчета принята и для газовых гидратов структуры ІІ. Эта схема разрабатывалась применительно к природным газам газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Газовые гидраты структуры ІІ образуются из газов газоконденсатных месторождений при содержании пропана и бутанов более 0,3- 0,4 мол. %. В частности газы валанжинских залежей Ямбургского ГКМ образуют гидраты структуры ІІ. Здесь в качестве гидратообразующих компонентов выступают метан, этан, пропан, изобутан, нормальный бутан, диоксид угларода и азот.

В качестве реперной используем температуру Т1 = 273,15 К.

Соотношение (1) при образовании гидратов структуры ІІ для равновесного давления принимает следующий вид:

1/ Р1см= YСН4/ 3,1+ YС2Н6/ 2,5+ ỸC3H8/ 0,177+ Ỹi-C4H10/ 0,11+ Yn-C4H10/ 1,0+ YN2/ 16,5+ YCO2/ 3,0 (8)

Параметры в формуле (8) получены их калибровкой по экспериментальным данным. В корреляцию (8) введены эффективные молярные доли пропана и изобутана. Для них получены следующие эмпирические выражения:

ỸС3Н= YC3H8^0,55, Ỹi-C4H10=Yi- C4H10^0,54 (9)

Соотношения (9) получены из условия согласования с экспериментальными данными Дитона- Фроста и Энга- Робинсона.

Далее определение равновесного давления при любой температуре производится по методу сравнительного расчета с использованием эталонных кривых гидратообразования, как это предложено в (1) с учетом приближенной эквидистантности эталонной и рассчитываемой кривых гидратообразования.

Методика применима при содержании метана в газовой смеси более 80 мол. % в температурном диапазоне 273- 291 К.

Разработанная упрощенная методика расчета равновесных параметров гидратообразования для газов валанжинских залежей используется в настоящее время при обосновании технологических схем с оптимизацией расхода метанола на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Выбор метода ингибирования для газопроводов.

Газопроводы весьма схожи с выкидными линиями и трубопроводами для транспортировки жидкостей. В газопроводах кислород О₂, СО2 и Н2S являются основными причинами коррозии, но они становятся агрессивными только когда абсорбируются водой или имеющейся в газовых линиях конденсированной влагой. Большая часть трубопроводного газа обессеривается и обезвоживается, а также подвергается другим видам обработки перед закачкой в магистральные трубопроводы. Поэтому проблемы с коррозией в газовых системах в большинстве случаев возникают в разнообразных сборных линиях, а также в трубопроводах и в оборудовании, предназначенном для удаления жидких углеводородов и серы.

Хотя ингибиторы могут быть закачены в газовый поток методом прямой объемной прокачки, инжектирования или распыления, они функционируют только соответственно мере их абсорбирования или реагирования со стальной поверхностью, для которой они должны сформировать барьер, предохраняющий поверхность от агрессивных агентов.

Газопроводы можно разделить на содержащие влагу и перекачивающие обезвоженные газы. Большинство обсуждавшихся до сих пор проблем внутренней коррозии либо являются типичными, либо связаны с агрессивными условиями, складывающимися в трубопроводах транспортировки неосушенного газа.

Как правило, обезвоженные системы гораздо в меньшей степени характеризуются содержанием в газе водяных паров, чем насыщенностью и спорадическим протеканием жидкости через систему. В отсутствие контакта водной фазы со стенками трубы весьма низка вероятность возникновения коррозионных реакций.

При обработке таких трубопроводов основную проблему составляет распределение ингибитора по поддающимся коррозии зонам. Как доставить эффективный нелетучий ингибитор в верхнюю часть и на боковые стенки трубопровода? Как распределить нелетучий ингибитор по всей длине трубопровода? При определенных условиях все это становится возможным с применением простейших методов. Необходимо владеть следующей информацией:

1. диаметр трубопровода;

2. длина трубопровода;

3. объем газа в миллионах кубических метров в сутки;

4. давление;

5. перепад давлений;

6. температура;

7. объем жидкой воды в трубопроводе;

8. объем жидких углеводородов.

На основании этих данных можно предполагать, имеется ли в трубопроводе кольцевой течение. Если оно есть, то единственное, что необходимо,- это добавить ингибитор в качестве раствора. При этом подразумевается транспортировка и распределение ингибитора по трубопроводу. Перечисленные восемь переменных определяют параметры потока в трубопроводе и тем самым определяют способ и тип необходимой обработки ингибиторами.

Чтобы определить, достаточна ли концентрация ингибитора для данного объема газа, можно использовать тесты на концентрацию в воде химических реагентов, называемых остаточными примесями. Эта информация в сочетании с осуществлением всестороннего контроля дает возможность обеспечить максимальную защиту трубопровода при минимальных затратах. Следует иметь в виду, что в системах, где объем воды подвержен сильным колебаниям, содержание остаточных примесей может изменяться в широких пределах. Способ определения содержания остаточных примесей весьма полезен, если такой контроль осуществляется в течение определенного периода времени и сопровождается определением статистического среднего значения.

Разработка модели образования гидратов при течении сырого природного газа в трубах.

На газовых и газоконденсатных месторождениях нашли широкое применение АВО. Они могут быть смонтированы после УКПГ, дожимной компрессорной станции (ДКС) и на других участках УКПГ.

Блоки АВО, используемые на УНГКМ, состоят из 10÷16 аппаратов. В каждом аппарате имеются три продольных теплообменных секций с шестью рядами горизонтальных оребренных труб. В каждом ряду тридцать (двадцать девять) труб, расположенных в шахматном порядке. Поток холодного воздуха снизу вверх через эти шесть рядов создается двумя вентиляторами, установленными на фундаменте под трубчатыми секциями.

АВО в безгидратном режиме работы удовлетворительно охлаждают осушенный природный газ, а также сырой газ при положительных температурах окружающего воздух (ввиду отсутствия гидратообразования). Однако в зимних условиях в процессе охлаждения сырого газа после ДКС первой ступени появляется ряд проблем. В нижнем ряду труб, в результате локального переохлаждения газа, возникают условия для гидратообразования; на внутренней стенке теплообменных труб образуются гидраты, лед и отдельные трубы разрушаются.

Для предотвращения процессов гидратообразования при охлаждении сырого газа в трубах АВО, на практике приходится поддерживать достаточно высокую среднюю температуру газа на выходе из аппаратов, иногда до 18÷20 °C, тем самым, ограничивая не только потенциальные возможности АВО, но и снижая качество газа, подготавливаемого к транспорту. Особенно остро стоит вопрос качества подготовки газа по показателю температура точки росы по влаге в условиях падающего пластового давления.

Основной целью АВО, охлаждающего сырой газ, является получение минимальной температуры газа, подаваемого на осушку при подготовке его к дальнему транспорту. Эта температура не должна быть ниже температуры гидратообразования сырого газа внутри наиболее охлаждаемых теплообменных труб при стационарном режиме охлаждения и она может быть ниже температуры гидратообразования при нестационарном охлаждении, при применении предварительной осушки и подачи ингибитора гидратообразования в трубы нижних рядов.

Необходимым условием образования кристаллогидратов является присутствие в газе конденсированной влаги. Влагосодержание газа определяется отношением массового количества влаги, содержащейся во влажном газе, к массовому количеству сухого газа. В случае превышения точки росы газа температуры газа в газопроводе формируются условия образования кристаллических гидратов. При транспортировке в холодных условиях предпосылки для образования гидратов прежде всего появляются на стенке трубы, где и происходит отложение конденсированных частиц. Поэтому целесообразно рассмотреть многомерную структуру течения сырого газа, влияющую на процесс отложения гидратов на стенках. Кроме эффекта отложения на стенках труб, твердые частицы могут оказывать абразивное воздействие на конструктивные элементы запорной и измерительной газовой аппаратуры. Конденсированная фаза при течении природного газа кроме гидратов может содержать другие твердые примеси (окалина, песок и др.) Оценку такого воздействия можно провести на основе решения уравнений движения двухфазной смеси в элементах газопровода.

Технологические и конструкторские направления улучшения работы АВО сырого газа.

Для исследования фактического состояния вопроса эксплуатации АВО на УНГКМ был изучен опыт работы аппаратов воздушного охлаждения на ряде УКПГ. В настоящей работе основное внимание направлено на возможность снижения температуры охлаждаемого природного газа перед его осушкой и подготовкой к транспорту. Для обеспечения антигидратных условий эксплуатации АВО в зимний период рассмотрим использование следующих технических решений:

1) распределение потока газа с увеличением расхода от верхнего к нижнему ряду теплообменных трубок при сохранении среднего расхода по секции аппарата;

2) подача ингибитора в зону наиболее вероятного появления гидратов (нижний ряд труб);

3) комбинированное техническое решение из приведенных выше двух направлений.

Рассмотрим первое техническое решение. Шесть рядов по вертикали теплообменных труб в каждой секции аппарата соединены распределительной и сборной камерами, которые можно рассматривать соответственно как коллекторы для подачи и отбора газа в процессе его охлаждения. Минимизация условий гидратообразования в газе требует максимального расхода потока газа в нижнем ряду при постоянном среднем потоке через секцию. Этому условию будет соответствовать схема «Z» подключения газа при перекрестном движении теплоносителей. Схема подсоединения охлаждаемого газа от существующей схемы она отличается тем, что в распределительную камеру секции аппарата газ подается не снизу, а сверху. Предлагаемая схема распределения потоков полезна не только с точки зрения возможности торможения процесса гидратообразования, но и способствует ускоренной эвакуации зародышей гидратов из нижних рядов труб за счет наибольшей скорости газового потока, определяемой предлагаемой схемой.

Второе предложение является известным и была опробовано на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНГКМ), где ингибитор гидратообразования (метанол) подавался в поток газа перед АВО сырого газа. Однако результаты испытаний показали незначительное увеличение эффективности. В данном случае следует организовать циркуляцию метанола через работающий аппарат, подавая его в распределительную камеру (коллектор) каждой секции (в аппарате их три) и отбирая из собирающей камеры (коллектора), накапливать в специальной буферной емкости, откуда забирать насосом и подавать на рециркуляцию. При повышении уровня метанола в распределительной камере трубного пучка до сечения труб нижнего ряда метанол захватывается потоком газа и транспортируется по всем теплообменным трубам нижнего ряда, разрушая имеющиеся гидраты и не позволяя появляться новым. Для накопления метанола в распределительной камере необходимо, чтобы в отверстие, через который подается газ, был вставлен патрубок и газ подавался бы в верхнюю зону распределительной камеры.

Положительные стороны предлагаемого решения: разрушаются образовавшиеся гидраты и лед не только в нижних теплообменных трубах, но и в собирающих и, что особенно важно, в распределительных камерах секций АВО; решение способствует эвакуации воды, жидких углеводородов, мехпримесей и т.д. из нижних теплообменных труб и не позволяет развиваться зародышам гидратов и льда; метанол подается непосредственно в зону гидратообразования и в необходимом количестве; создается дополнительное термическое сопротивление теплопередаче от фронтального воздействия потока холодного воздуха; процесс может быть организован как на постоянной, так и на эпизодической (временной) основе; минимальные потери метанола с газом.

Подача газа в верхнюю зону распределительной камеры секции АВО без больших материальных затрат приводит к условиям Z-образной схемы подключения газа с увеличением расхода газа по нижнему ряду теплообменных труб.

Более надежно метанол в теплообменные трубы подавать с помощью фитилей, помещенных одним концом в теплообменные трубы на 100…150 мм, а другим, опущенным в метанол, находящийся в распределительной камере. Поток газа с фитиля будет увлекать с собой метанол через всю трубу.

Другая возможность принудительно подать метанол – установить в торце теплообменных труб вспомогательные Г-образные трубы внутренним диаметром 2..3 мм. Располагать их следует аналогично фитилям. Метанол за счет эжекции газом будет подаваться из распределительной камеры в теплообменные трубы. Эжекционную часть вспомогательной трубы целесообразно расположить у стенки в нижней части теплообменной трубы, чтобы подаваемое количество метанола не было излишним.

Заключение

В настоящее время основная часть промышленной добычи газа в Тюменской области сосредоточена на месторождениях Ямбургское, Заполярное, Уренгойское и Губкинское с использованием абсорбционной осушки. В целом, как показала практика совместной эксплуатации установок абсорбционной и адсорбционной осушки, первые имеют существенные преимущества в маневренности по производительности, стабильности процесса, простоте автоматизации процесса и полностью базируются на отечественном оборудовании. На основании этого абсорбционная технология осушки получила наибольшее распространение на газовых промыслах и является основной при обустройстве газовых месторождений в перспективе.

Проектная производительность установок абсорбционной осушки газа колеблется в диапазоне от 8 до 35 млрд. м³/год. На всех УКПГ основное технологическое оборудование объединено в однотипные автоматизированные технологические линии производительностью от 5 до 10 млн. м³/сут. Количество технологических линий зависит от требуемой производительности УКПГ и на большинстве установок равно 12 (10 рабочих и 2 резервных). Последние УКПГ оборудованы 8- 10 технологическими линиями производительностью 10 млн. м³/сут. Резервные линии, как правило, также находятся в эксплуатации. Общими системами для всех технологических линий являются 1- 2 установки регенерации абсорбента производительностью 1- 17 м³/ч. (обычно две колонны: одна - рабочая, одна- резервная, а на последних установках до четырех колонн) и система подачи гликоля с насосами высокого давления, позволяющая подавать гликоль в абсорберы, как из общего коллектора, так и с помощью отдельного насоса.

Технологические режимы работы установок абсорбционной осушки газа различаются незначительно, что вполне естественно при использовании однотипной технологии. Некоторое различие наблюдается в температурах поступающего на установку газа и температурах контакта газ - гликоль. Снижение температуры газа до определенных пределов облегчает процесс осушки, но увеличивает эксплуатационные затраты по системе сбора газа (из- за необходимости подачи ингибитора для борьбы с гидратообразованием).

Основное различие в оборудовании технологических линий УКПГ заключается в том, что на установках, введенных в эксплуатацию после 1980 г., вместо отдельных аппаратов (сепаратора, абсорбера и фильтра улавливания гликоля) установлен один многофункциональный аппарат по комплексной обработке газа (МФА), совмещающий эти процессы в одном корпусе без изменения технологических параметров. Проектная производительность МФА составляет 5 и 10 млн. м³/ сутки.

Главной задачей при эксплуатации установок является поддержание требуемых качественных показателей осушенного (товарного) газа при минимальном уровне эксплуатационных затрат на его обработку. Как правило, возможности абсорбционных установок при температурах газа до 15°С позволяют достичь более высоких качественных показателей осушенного газа, чем требуется по ОСТу 5140- 93, при этом соблюдается закономерность: чем выше глубина осушки газа, тем больше эксплуатационные затраты на ее достижение. Причем интенсивность роста затрат увеличивается по мере снижения точки росы. Отсюда следует, что снижение точки росы ниже требуемой по ОСТу нежелательно и ведет к увеличению эксплуатационных затрат, т.е. технологический режим должен поддерживаться таким образом, чтобы достигаемая глубина осушки была возможно ближе к требуемой по ОСТу.

Глубина осушки газа зависит от многих параметров: температуры и давления газа, концентрации гликоля и величины его подачи, эффективности массообменного оборудования (абсорберов и МФА), типа гликоля и его концентрации. На экономичность процесса осушки оказывает влияние эффективность работы основного технологического оборудования и установки регенерации абсорбента.

При эксплуатации сепарационного оборудования особое внимание уделяют контролю эффективности сепарации и величине гидравлического сопротивления. Эффективность сепарации оценивают обычно по величине абсолютного уноса жидкости с отсепарированным газом, определяемой экспериментально с помощью специальных приборов. В ряде случаев работу сепараторов можно оценить путем сравнения расчетного количества влаги, поступающей в аппарат с сырым газом, и объема уловленной в нем воды, определяемой, например, по числу сбросов позиционного регулятора уровня. Неудовлетворительная работа сепараторов приводит к резкому увеличению нагрузки по воде установки регенерации, излишней затрате тепловой энергии на ее выпаривание, снижению концентрации регенерированного гликоля, интенсивному загрязнению абсорбента минеральными солями и механическими примесями.

Для абсорбера (массообменной секции МФА) наиболее важной характеристикой является возможность достижения требуемой глубины осушки газа, которая должна соответствовать ОСТу 5140- 93. Как отмечалось выше, глубина осушки зависит от многих факторов. Однако если принять постоянными часть этих факторов, которые слабо меняются во времени или не могут быть изменены по каким- либо другим причинам (например, давление, температура, конструкция абсорбера), то для регулирования процесса остается всего два параметра: концентрация регенерированного гликоля и величина его подачи в абсорбер. Большое значение для оценки режима работы абсорбера имеет также величина нагрузки по воде, которая включает в себя объем водяных паров, извлеченных из газа абсорбентом, и объем капельной влаги, унесенной из входного сепаратора (сепарационной секции МФА). Поэтому, рассчитав нагрузку абсорбера по воде (например, по уравнению материального баланса), можно оценить величину уноса капельной жидкости из сепаратора, и наоборот. Если рассматривать абсорбционные аппараты с учетом их конструкции, то лучшими абсорберами считаются те, которые при наименьших габаритах (диаметре и действующей высоте) и массе обеспечивают наибольшую глубину осушки с минимальными эксплуатационными затратами.

На поздних стадиях разработки месторождений приходится обращать внимание на гидравлическое сопротивление аппаратов, которое в начальный период не имеет особого значения, а в переходный период перед вводом дожимной компрессорной станции может ограничивать пропускную способность оборудования. Для фильтров улавливания гликоля (секция коагуляции МФА) основным показателем является унос абсорбента с осушенным газом, причем как показали исследования, его величина постоянно увеличивается во времени и через некоторое время после начала эксплуатации может достигнуть недопустимых значений. Причиной этого, прежде всего, является загрязненность улавливаемого гликоля механическими примесями, большой унос жидкости из абсорбера (массообменной секции МФА), некачественное изготовление и монтаж фильтров. Последняя причина при достаточном опыте ремонтных служб встречается редко и проявляет себя сразу после пуска аппарата. В процессе эксплуатации степень загрязненности фильтра механическими примесями, а следовательно, и унос абсорбента, может контролироваться с помощью регулярных измерений их гидравлического сопротивления. Приближенно, увеличение перепада давления на фильтрах в 2 раза ведет к увеличению уноса абсорбента в 3 раза.

Назначение установки регенерации абсорбента состоит в получении необходимой концентрации регенерированного гликоля, которая при выбранной величине его подачи в абсорбер обеспечивает требуемое качество осушки. На установках регенерации, находящихся в эксплуатации, возможный диапазон регулирования концентраций составляет 0,8- 1,0 % и практически полностью определяется параметрами работы испарителя (давлением и температурой). Некоторые отклонения в концентрации от равновесной наблюдаются лишь при загрязнении гликоля солями и продуктами разложения. Однако, экономичность процессов регенерации, дающих требуемую концентрацию регенерированного гликоля, может быть различной. Такое положение возникает при неисправностях внутренних устройств десорбера (протечки жидкости из- за негерметичности тарелок, коррозия и провал тарелок) и большой нагрузке по отпариваемой воде, что приводит к повышенным потерям абсорбента с дистиллятом десорбера. Эти потери также могут быть проконтролированы по параметрам верха десорбера (давлению и температуре) с помощью номограмм и уточнены методом химического анализа. Обычно при хорошей регулировке процесса удается поддерживать потери абсорбента с дистиллятом десорбера на уровне не более 0,4- 0,5 % масс.

При эксплуатации системы сбора газа технологические осложнения обычно связаны с процессом гидратообразования в шлейфах, который в отличие от замерзания свободной воды может происходить и при температурах выше 0 °С, причем, чем больше давление газа- гидратообразователя (в нашем случае практически одного метана), тем выше температура, при которой возможно образование гидратов. Термодинамические условия образования гидратов обычно представляются в виде графика или аналитического выражения, получаемых экспериментальным или расчетным путем. Следует подчеркнуть особо, что образование гидратов возможно только при наличии свободной воды, т.е. не может начинаться при температурах более высоких чем точка росы газа.

Для исключения гидратообразования обычно применяют ингибиторы (метанол, диэтиленгликоль и др.) или изменяют термодинамические условия (давление и температуру). Второй способ позволяет избежать применения ингибиторов и часто используется на установках абсорбционной осушки, например путем перенесения процесса дросселирования газа со входа на выход технологической линии. При этом давление газа в аппаратах несколько повышается, но исключается неблагоприятное снижение температуры, приводящее к гидратообразованию. Для исключения осложнений при эксплуатации системы сбора газа основная задача технического персонала заключается в выборе наиболее экономичного способа предотвращения гидратообразования и, если принято решение о применении ингибитора, определении его удельного расхода по известным методикам.

Список литературы

1 Истомин В.А., Квон В.Г. Простой метод определения равновесных условий гидратообразования. В. сб.: Научно- технический прогресс в технологии комплексного использования ресурсов природного газа.- М.: ВНИИгаз, 1999- 157 с.

2 Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование.- М.: Недра,1985- 232 с.

3 Ананенков А.Г., Ставкин Г.П., Андреев О.П. и др. АСУ ТП газопромысловых объектов.- М.: ООО «Недра- Бизнесцентр», 2003- 343 с.

4 Сбор и промысловая подготовка газа на Северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин и др.- М.: Недра, 1999.- 473 с.

5 Ланчаков Г.А., Ларюхин А.И., Ставицкий В.А. и др. Повышение эффективности работы фильтрационной части аппаратов гликолевой осушки газа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении // Наука и техника в газовой промышленности. – 2001. – № 4. – С. 73-75.

6 Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера / О.П. Андреев и др. Положительное решение о выдачи патента по заявке №2006137680

7 Ахметшин Б.С., Дьяконов А.А., Файззулин А.Д, Вить Г.Е. и др. /Система автоматичекого предупреждения образования гидратов в шлейфах газоконденсатных месторождений Крайнего Севера// Газовая промышленность, журнал № 2, 2009г.- М.