Гидратообразование

    Преимущества метода:

    1. Высокая эффективность и надежность.

    2. Простота эксплуатации, отсутствие  больших энергозатрат.

    3. Отсутствие больших материальных  затрат.

    4. Широкий диапазон применения.

    5. Экологическая чистота. 
 

    2.3 СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ ПОДГОТОВКЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ 

    Автор(ы):  Истомин В.А.; Лакеев В.П.; Бурмистров А.Г.; Кульков А.Н.; Салихов Ю.Б.; Ставицкий В.А.

    Патентообладатель(и):  Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром"  

    Описание  изобретения:  Изобретение относится к промысловой подготовке углеводородного газа к транспорту, в частности к предотвращению гидратообразования в газопромысловых системах, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

    Известен  способ предотвращения гидратообразования природного газа, основанный на вводе ингибитора гидратообразования, выводе отработанного раствора ингибитора, причем необходимое количество вводимого ингибитора определяется расчетным методом в соответствии с непрерывно фиксируемыми параметрами газового потока (температура, давление, расход газа) на входе и выходе (см. Тараненко Б.Ф. "Автоматическое управление процессом ввода ингибитора гидратообразования", тематический научно-технический обзор в серии "Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности", М. ВНИИЭГАЗпром, 1972, с. 1-54).

    При этом расчетный метод определения  расхода ингибитора основан на соотношениях материального баланса и предложениях о квазиравновесном и равномерном  распределении ингибитора. Недостаток метода состоит в его неточности, связанной с использованием весьма приближенных данных по равновесной растворимости ингибитора (например, метанол или гликоли) в газовой фазе и выделяющемся из газа нестабильном конденсате. Однако реальный процесс не является строго равновесным, газовая и жидкая фазы движутся с разными скоростями и т.п. Все это приводит в указанном аналоге к большим погрешностям при расчетном определении расхода ингибитора и, следовательно, как к ненадежности работы систем управления расходом ингибитора, так и к избыточному его расходу.

    Наиболее  близким к изобретению по технической  сущности и достигаемому результату является способ предотвращения гидратообразования при подготовке углеводородного  газа к транспорту, включающий введение в газовый поток ингибитора гидратообразования, и вывод отработанного водного раствора, ингибитора, при этом расход ингибитора определяют путем дополнительного пропускания части исходного газа через устройство, в котором определяют температуру гидратообразования и температуру газа и исходя из разности этих температур регулируют расход ингибитора.

    Недостатком этого способа является громоздкость и ненадежность работы устройства, а также невозможность реализации достаточно полного соответствия параметров процесса в основном потоке газа и в устройстве.

    В основу изобретения положена задача повышения точности определения  расхода ингибитора гидратообразования и тем самым снижения расхода  ингибитора на процесс, а также упрощения  способа.

    Поставленная  задача решается способом предотвращения гидратообразования при подготовке углеводородного газа к транспорту, включающим введение в газовый поток ингибитора гидратообразования и вывод отработанного водного раствора ингибитора, в котором концентрацию ингибитора в отработанном растворе поддерживают исходя из соотношения

    X > где х концентрация ингибитора в отработанном водном растворе, мас.

    ΔТ То-Т разность температур между температурной начала гидратообразования и температурой газового потока вместе вывода ингибитора, К;

    То  температура начала гидратообразования газа, определяемая по равновесной кривой гидратообразования в системе "газ-вода", К;

    Т температура газового потока в месте  вывода ингибитора, К;

    M молекулярная масса воды;

    Минг  молекулярная масса ингибитора;

    А коэффициент, зависящий от типа ингибитора и равный от 65-90.

    При этом коэффициент А в случае использования  в качестве ингибитора гидратообразование метанола равен 65-81. Этот же коэффициент  в случае использования в качестве ингибитора гидратообразования этиленгликоля равен 85-89.

    В случае использования в качестве ингибиторов гидратообразование диэтиленгликоля  или триэтиленгликоля коэффициент  А равен 75-80.

    Преимуществом предлагаемого способа является обеспечение точного определения  минимально необходимого количества ингибитора гидратообразования, которое необходимо для эффективной подготовки углеводородного газа к транспорту в безгидратном режиме, исходя из экспериментально полученного соотношения технологических параметров газа и ингибитора.

    Проведенный анализ расчетных методик определения расхода ингибиторов гидратообразования показал, что из всей совокупности используемых данных достаточно точными являются только методы определения равновесной температуры гидратообразования газа известного состава при заданных давлении и концентрации ингибитора в водной фазе. Поэтому в предлагаемом способе наряду с параметрами газового потока в точке вывода отработанного раствора ингибитора дополнительно регистрируется его концентрация. Это позволяет с помощью известных устройств регулировать расход ингибитора в точке ввода, поддерживая минимально-возможную (т. е. обеспечивающую еще безгидратный режим работы соответствующего технологического участка) концентрацию его в водном растворе в точке вывода. Минимально-возможная концентрация Х в отработанном растворе определяется по соответствующим соотношениям (см. выше), в которых используется информация о параметрах газового потока (температура, давление) только в точке вывода отработанного ингибитора. В частности, здесь не требуется регистрация расхода газа.

    Способ  реализуется следующим образом.

    П р и м е р. Выполнены эксперименты по определению величины снижения температуры  гидратообразования ΔТ в высококонцентрированных растворах ингибиторов (выше 50 мас.) метанола и гликолей для газовых смесей, моделирующих природный газ следующих составов: газ А метана более 98 об. остальное С2+ высш., газ Б метана 95 об. остальное С2+ высш., газ В метана 90 об. остальное С2+ высш. Газ А моделирует природные газы сеноманских газовых залежей Западной Сибири, газы Б и В моделируют составы природных газов газоконденсатных месторождений (Уренгойского, Вуктыльского, Ямбургского и др.). При использовании метанола результаты для газа А приведены в табл.1, а для газов Б и В в табл.2. Аналогичные данные получены для этиленгликоля и триэтиленгликоля.

    В результате обработки имеющихся  данных по равновесным условиям гидратообразования газов различных составов (в том  числе и газов А, Б, В) получено, что условия отсутствия гидратов в системе газ водный раствор  ингибитора определяются соотношением

    X > (1) где Х концентрация ингибитора в отработанном водном растворе, мас.

    Минг. молекулярные массы воды и ингибитора соответственно;

    ΔТ То-Т;

    Т температура газового потока в месте  ввода ингибитора, К;

    То  температура начала гидратообразования газа определенного состава, определяемая по равновесной кривой гидратообразования, системы "газ-вода", К;

    А эмпирический коэффициент, зависящий  от типа ингибитора, его концентрации, давления и состава газа.

    В частности, при использовании в  качестве ингибитора метанола получают

    А 81-022Х+0,005X (Р-7,5) для газа, содержащего в составе более 98 об. метана, и

    А 81-0,33Х+0,01Х(Р-7,5) для газа, содержащего  более 2 об. углеводородов С2-С4, где  Р давление газа на выходе, МПа.

    Тогда как для гликолей получено, что эмпирический параметр А в зависимости от состава газа изменяется в пределах 85-89 (этиленгликоль) и 75-80 (диэтиленгликоль и триэтиленгликоль).

    П р и м е р 2. Предлагаемый способ осуществляют следующим образом (см. чертеж). Вводят в точку 1 в поток газа достаточно концентрированный раствор ингибитора гидратообразования, (например, метанола с концентрацией Хо 80-96 мас.).

    На  участке 2 осуществляют необходимый  технологический процесс. Выводят  из точки 3 отработанный раствор ингибитора, отделяют этот раствор от мехпримесей и нестабильного конденсата, замеряют концентрацию Х ингибитора в полученном отработанном растворе (Х < Хо), а также давление и температуру газа в точке 3. Расход ингибитора подбирают с использованием систем автоматического регулирования, чтобы величина Х удовлетворяла соотношению (1). При этом технологический участок работает в безгидратном режиме с минимально-возможным расходом ингибитора. В отличие от известного способа не требуется регистрировать параметры газового потока в точке 1, а также расход газа. Как вариант предлагаемого способа, принципиально возможна регистрация концентрации ингибитора в водной фазе в точке 3 непосредственно в газовом потоке.

    Предлагаемый  способ испытан на одной из валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ, где в качестве ингибитора гидратообразования используется метанол. Экономия метанола составила 1-2 т/сутки по одной технологической линии. 
 

    Список  использованной литературы: 

    1. Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. - М.: Издательство Академии горных наук, 1999. - 224 с

    2. Макогон Ю. Ф., Саркисьянц Гидратообразование А,, Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа, М., 1966

    3. http://www.cttimes.org/ru/tech/

    4. http://stroy-obozrenie.ru/article/4/278.html