- Способы борьбы с гидратообразованием
- Добыча нефти и газа
- нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
- МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ И СПОСОБЫ ИХ РАЗРУШЕНИЯ
- Методы борьбы с гидратообразованием и выбор ингибитора гидратообразования при обустройстве газового месторождения «Каменномысское море»
- Библиографическое описание:
Способы борьбы с гидратообразованием
Гидратообразование — это процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего — образование гидратов.
Гидраты представляют собой белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул воды.
При редуцировании давления газа происходит снижение его температуры, что приводит к возникновению и отложению твердых кристаллогидратов на поверхности клапана и седла регуляторов давления, вследствие чего они перестают работать, что может повлечь за собой полную остановку всей ГРС.
В качестве способов борьбы с образованием кристаллогидратов применяют следующие методы:
- общий или частичный подогрев газа;
- локальный подогрев корпуса регуляторов;
- ввод метанола в газопровод.
Все перечисленные методы имеют как свои достоинства, так и недостатки. Разберем их по отдельности.
Общий или частичный подогрев природного газа на ГРС и КС осуществляется с помощью промышленных подогревателей. Данный способ, несомненно, является наиболее удобным, так как позволяет постоянно поддерживать необходимую температуру газа для полноценного функционирования технологических схем ГРС.
Конструктивно подогреватели могут быть с прямым и непрямым (с помощью промежуточного теплоносителя) нагревом, и оснащены различными комплектами автоматики и вспомогательными устройствами.
Стоимость подогревателей колеблется в диапазоне от 1500 тыс. руб. до 3000 тыс. руб. и выше в зависимости от теплопроизводительности, пропускной способности и комплектации. Данный способ наиболее распространен, но требует значительных финансовых вложений.
Локальный подогрев регуляторов осуществляют путем обматывания корпуса электрическим ленточным обогревателем. Стоимость саморегулирующей нагревательной ленты колеблется в диапазоне от 500 до 1000 руб. за метр. При своей относительной экономической выгоде, данный способ требует наличия стороннего источника электроэнергии.
Ввод метанола в газопровод осуществляется путем установки системы впрыска. Стоимость данной установки составляет 200 — 250 тыс. руб. плюс затраты на приобретение расходного материала — метанола.
Кроме того нужно учесть, что метанол является очень сильным ядом, имеющим кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться в организме. Даже незначительная концентрация метанола в воздухе может привести к очень сильному отравлению. Поэтому для обслуживающего персонала метанольной установки потребуются дополнительные средства защиты, а соответственно и дополнительные затраты.
Кроме вышеперечисленных способов, для предотвращения гидратообразования могут применять и другие: обогрев помещений, где расположен узел редуцирования, до необходимой температуры, установка на регулятор подогревающей водяной рубашки и т.д.
Все эти способы требуют либо значительных капиталовложений, либо посторонних источников энергии. Кроме того, установка дополнительного оборудования влечет за собой повышение трудозатрат по его обслуживанию.
Одной из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор» стал регулятор давления газа РДУ-Т с теплогенератором, сконструированный специально для предотвращения гидратообразования. Применение регулятора в технологических схемах ГРС, где возможно отключение либо отказ от использования подогреватлей газа, несет значительный экономический эффект. Несомненным плюсом РДУ-Т является то, что теплогенератор работает без посторонних источников энергии — за счет собственной кинетической энергии газового потока.
Теплогенератор работает по принципу вихревого разделения потока газа. Холодная составляющая отводится и сбрасывается в задний фланец регулятора, что помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор до температуры +40-50 °С. Температура нагрева теплогенератора достаточна для предотвращения обмерзания запорно-регулирующего устройства.
Регуляторы давления РДУ-Т были установлены в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Леноблгаз» на «проблемных» объектах магистральных газопроводов, где отсутствует узел подогрева газа, в 2006 — 2007 г. За все время эксплуатации регуляторы РДУ-Т не вызвали каких-либо замечаний у обслуживающего персонала ГРС. При температуре газа, располагающей к образованию кристаллогидратов, регуляторы оставались сухими, снежная шапка отсутствовала. Во время проведения плановых ревизий образований кристаллогидратов в исполнительных механизмах регуляторов также не было обнаружено.
Важным достоинством регуляторов РДУ-Т является то, что он не требует дополнительных трудозатрат по обслуживанию. Для работы теплогенератора необходим расход газа, проходящего через него, в объеме от 1000 м³/ч. Поэтому на малых расходах, теплогенератор может быть выключен, а РДУ-Т будет работать в режиме обычного регулятора РДУ.
В целом, учитывая современные реалии эксплуатации ГРС, применение регулятора РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем, связанных с гидратообразованием. Надежность, простота конструкции, видимый экономический эффект делают регулятор РДУ-Т важной составляющей узла редуцирования газораспределительных станций.
Материал предоставлен ОАО «Завод «Старорусприбор»
Источник
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ И СПОСОБЫ ИХ РАЗРУШЕНИЯ
МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ И СПОСОБЫ ИХ РАЗРУШЕНИЯ
Предупреждение любого осложнения в скважине требует меньше затрат, чем ликвидация результатов возникшего осложнения. Это целиком относится и к гидратообразованию.
В настоящее время разработаны и применяются химические и тепловые способы предупреждения гидратообразования.
Химические методы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования.
Ингибиторы уменьшают растворимость газа в воде. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов, электролитов и их смеси.
Ингибиторы подразделяются на два класса — неорганические и органические. К неорганическим относятся электролиты, диссоциирующие в растворах на ионы и имеющие как положительный, так и отрицательный заряд. Взаимодействие ионов с водой имеет электростатический характер.
Выбор неорганического ингибитора основан на его способности хорошо растворяться в воде и сильно диссоциировать на ионы.
Наиболее активные ингибиторы — соединения бора, бериллия и алюминия. Рекомендуются в этом же качестве нитраты, хорошо растворимые в воде NaNC^; KNO3; NH4NO3; MgCNC^b; СаОМОзЪ; А1(Ж)з)з, а также хлориды этих же элементов.
Из последних вследствие доступности, низкой стоимости и высокой активности получил широкое применение СаС12. Хлористый кальций применяется в виде раствора 30-35 % концентрации плотностью 1286-1336 кг/м 3 , температурой замерзания минус 55 — 20 °С, температурой кипения 110-114 °С. Недостатком СаС^ является его способность обогащаться кислородом воздуха и становиться коррозионно-активным. Поэтому при длительном хранении следует исключить его контакт с воздухом и применять антикоррозионные присадки.
Метанол — метиловый спирт (СН3ОН) — бесцветная жидкость с характерным запахом этилового спирта. Смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым спиртом, ацетоном, бензолом. Является сильным ядом, действующим на нервную и сосудистую системы. Молекулярная масса 32,4, плотность при 25 °С 796 кг/м 3 , температура кипения 64,7 °С, при концентрациях 20 и 30 % температура замерзания соответственно 18,5 и 31,5 °С.
Тепловые методы основаны на повышении температуры в стволе скважины (в месте начала гидратообразования) или сборном трубопроводе выше критической и поддержании ее в течение длительного времени.
Известны несколько способов решения этой проблемы. Например, для газовых скважин можно установлением количества отбора газа добиться такого режима, когда температура на устье станет несколько выше его температуры в области призабойной зоны. Увеличение дебита до определенного предела ведет к сокращению времени пребывания газа в стволе скважины и уменьшению его теплоотдачи. Однако таким условиям удовлетворяет определенный режим, так как
дальнейшее увеличение дебита ведет к снижению температуры за счет дроссель-эффекта.
Можно создать необходимую температуру за счет экзотермической реакции путем смешивания пятихлористого фосфора PCI5 с водой:
Однако поддерживать постоянно необходимую температуру по данной технологии сложно: здесь речь может идти о периодическом воздействии.
Существуют также технологии, предусматривающие периодическую прокачку теплоносителя через скважину агрегатами депарафинизации.
На практике тепловые методы получили применение для борьбы с гидратообразованием в газопроводах путем подогрева газа устьевыми подогревателями и использования теплоизолированных труб.
Одной из профилактических мер предупреждения гидратообразования является использование ингибиторов -сорбитов влаги, гликолей.
Разработаны различные технологии, направленные на устранение пробок, уже образовавшихся и приведших к снижению дебита скважин или полному прекращению их работы.
Все технологии можно разделить на следующие группы:
Механические способы предполагают разрушение рыхлых или плавающих пробок, образующихся в насосно-компрессорных трубах, специальными штангами. Воздействуя на пробку ударами штанги, опускаемой на канате, пробку можно разрушить или протолкнуть на забой в зону повышенной температуры. Для повышения эффекта штангу иногда оснащают скребками.
арматура фонтанная; 5 —
колонная головка; 6 —
промывочные трубы; 7 —
промывочная головка; 8
НКТ; 10 — обсадная
Тепловые методы включают
пробку различными
теплоносителями —
водой, паром,
горячей нефтью. В
качестве тепло-
генераторов исполь
зуют наземные
агрегаты — паропе-
редвижные и депа-
рафинизационные
установки, а также
скважинные источ
ники тепла —
электронагреватели
различной конст
рукции.
Для прогрева гидратной пробки теплоносителем необходимо образовать два канала: один для подачи теплоносителя до гидратной пробки и второй для подъема раствора теплоносителя и компонентов пробки. Операция может проводиться по схеме, приведенной на рис. 8.8. По мере разрушения пробки промывочные трубы опускаются подъемником через специальный превентор. В качестве промывочных могут использоваться трубы малого диаметра или трубчатые штанги. В настоящее время вместо труб используют специальные шланги высокого давления.
Опыт применения различных технологий для разрушения гидратных пробок показал, что наиболее приемлемым и безопасным методом является использование малогабаритного электронагревателя, разработанного специалистами УГНТУ, НГДУ «Правдинскнефть» и «Федоровскнефть» [54].
Отличительными особенностями нагревателя являются: небольшой диаметральный габарит (до 44 мм), позволяющий его опускать в НКТ диаметром 62 мм; достаточно высокая мощность до 10 кВт; высокая температура нагрева до 130 °С; получение высокой температуры в области контакта нагревателя с пробкой.
Устройство нагревателя приведено на рис. 8.9. Однофазный электронагреватель состоит из двух основных частей: разделки кабеля с верхним штекерным соединением и собственного нагревателя с нижним штекерным соединением. Электронагреватель (см. рис. 8.9) включает корпус 14, который в верхней части соединяется разъединителем 8, а нижний -заканчивается головкой — концентратором тепла. Основным нагревательным элементом является спираль 12 из нихрома или фехрали. В опытных образцах нагревателя в качестве спирали был использован [54] нихром диаметром 2,5 мм и длиной 14 м. Один конец спирали приваривается к нижнему штекеру 5, а другой — к головке нагревателя. В нижней части нагревателя имеется специальный стержень 15, изготовленный из материала, обладающего хорошей теплопроводностью и служащего концентратором тепла на рабочей головке 16. Благодаря наличию стержня 15 достигается интенсивная передача тепла от спирали к головке 16, являющейся рабочей поверхностью электронагревателя.
Токопроводящие части нагревателя от корпуса и других элементов надежно защищены фарфоровыми изоляторами и резиновыми кольцами 3, 4, 6, 7, 9
Надежная герметичность электронагревателя обеспечивается резиновыми уплотнителями 4 и 9, которые с помощью гаек / и 2 плотно прижимаются к нижнему штекеру.
Рис. 8.9. Малогабаритный электронагреватель [54]
Результаты испытания нагревателя в скважинах НГДУ «Правдинскнефть» и «Фе-доровскнефть» б. «Главтюменнефтегаз» показали достаточную надежность и высокую эффективность устройства при разрушении гидратопарафиновых пробок в газлифтных и фонтанных подъемниках [54].
Общая компоновка электронагревателя
состоит из самого нагревателя, узла
разделки кабеля и специального устьевого
лубрикатора, обеспечивающих производство
подземных ремонтов по разрушению
гидратных пробок при высоких давлениях,
достигающих до 30 МПа, без глушения
скважины. При работе в скважине
электронагревателей в сложных
гидродинамических условиях и при высокой
температуре необходимо обеспечить
надежное соединение кабеля с
нагревателем. Под действием собственного
веса электронагревателя массой примерно
12 кг и энергии движущегося потока
газожидкостной смеси узел соединения
кабеля с электронагревателем испытывает
значительные напряжения на разрыв. Это
может привести к обрыву прибора, падению
его в НКТ и необходимости ведения
аварийных работ по глушению скважины.
Кроме того, узел соединения нагревателя
должен обеспечить надежность и
герметичность внутренней полости
Источник
Методы борьбы с гидратообразованием и выбор ингибитора гидратообразования при обустройстве газового месторождения «Каменномысское море»
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 20.08.2015 2015-08-20
Статья просмотрена: 16045 раз
Библиографическое описание:
Ширяев, Е. В. Методы борьбы с гидратообразованием и выбор ингибитора гидратообразования при обустройстве газового месторождения «Каменномысское море» / Е. В. Ширяев. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2015. — № 17 (97). — С. 323-326. — URL: https://moluch.ru/archive/97/21694/ (дата обращения: 20.11.2021).
Техногенные газовые гидраты могут образовываться в системах добычи газа: в призабойной зоне, в стволах скважин, в шлейфах и внутрипромысловых коллекторах, в системах промысловой и заводской подготовки газа, а также в магистральных газотранспортных системах. В технологических процессах добычи, подготовки и транспорта газа твердые газовые гидраты вызывают серьезные проблемы, связанные с нарушением протекания этих процессов.
К газопромысловым системам, в которых возможно образование техногенных газовых гидратов, относятся:
— призабойная зона скважин, ствол скважины;
— шлейфы и коллекторы;
— установки подготовки газа;
— головные участки магистральных газопроводов;
— внутрипромысловые и магистральные продуктопроводы;
— установки заводской обработки и переработки газа.
Отечественными и зарубежными исследователями были изучены условия образования гидратов, их структура и разработаны меры борьбы с ними. Рентгенографическое исследование природы гидратов показано, что они образуют две основные структурные формы. Газовые гидраты имеют кристаллическую решетку, образуемую молекулами воды. Полости решетки поглощены углеводородами. По экспериментальным данным, гидраты образуются с момента появления центров кристаллизации, которые обычно формируются на поверхностях раздела:
— при контакте вода — газ, вода — сжиженный газ, сжиженный газ — влажный газ;
— при конденсации воды из объема газа и на пузырьках газа при его барботировании через воду;
— при контакте вода — металл за счет сорбции газа, растворенного в воде.
Изучение кинетики образования гидратов представляет научный и практический интерес, поскольку знание скорости их образования позволит определить частоту подачи ингибитора в скважины или газопроводы. Однако в литературе имеется очень мало работ по кинетике образования гидратов в динамических условиях, характеризующих реальные условия выделения гидратов в трубопроводах и аппаратах.
Известно, что скорость образования гидратов при контакте природного газа с водой увеличивается с понижением температуры и повышением давления. Большое влияние на скорость гидратообразования оказывают и условия массопередачи. Если гидратообразователь не растворяется в воде, преобладающее влияние на скорость образования гидрата оказывает абсорбция гидратообразователя водой — массопередача. В тех случаях, когда гидратообразователь хорошо растворим в воде, преобладающим фактором является интенсивность отвода тепла — теплопередача.
Анализ зависимости времени перехода природного газа в гидратную решетку от давления при разных температурах показывает, что с увеличением давления и понижением температуры повышается скорость образования гидрата, однако при низких температурах, повышение давления мало влияет на процесс гидратообразования.
Для предупреждения образования гидратов в потоке газа необходимо устранить хотя бы одно из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу. В связи с этим основными методами борьбы с гидратами являются понижение давления, повышение температуры, осушка газа или ввод антигидратных ингибиторов.
При образовании гидратов в стволе скважины понижение давления ниже начала гидратообразования возможно лишь при продувке скважины в атмосферу. Таким образом, это аварийный метод, который применим в ограниченных масштабах лишь для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок. Регулярное применение этого метода при добыче газа недопустимо. Методы повышения температуры газа в стволе скважины путем подогрева различными забойными нагревателями и при помощи теплоизоляции части ствола скважины в настоящее время находятся еще в стадии промышленных испытаний. Осушка газа внутри скважины в настоящее время вообще неприменима. Поэтому на сегодняшний день самым распространенным и действенным методом остается применение различных ингибиторов.
Практический интерес представляют исследования, показавшие влияние незначительной добавки (0,5–2,0 % мол.) некоторых органических соединений, таких, как этиленгликоль, метанол, этанол и пропанол и др., на ускорение процесса образования гидратов. На рис.1 показано, как с введением метанола изменяется количество пропана, связанного в гидрат при минус 10 ºС и 354,6 кПа и время образования гидрату (1–1 ч, 2–2 ч, 3–3 ч, 4–4 ча, 5–6 ч, 6–7 ч 45 мин.). Как видно, с увеличением содержания метанола в водно-метанольном растворе количество пропана в смеси проходит через максимум. Характерно, что с увеличением времени образования гидрата максимум возрастает.
Рис. 1. Влияние метанола на объем пропана, связанного в гидрат
Присутствие азота в природном газе понижает температуру образования гидратов, а наличие сероводорода и диоксида у углерода повышает температуру гидратообразования природного газа.
Ингибиторы гидратообразования вводятся в поток газа на забой скважины без изменения температуры и давления газа в стволе скважины. Растворяясь в воде, имеющейся в потоке газа, ингибиторы снижают давление паров воды. При этом если гидраты и образуются, то при более низкой температуре, чем в чистой воде. Ввод ингибиторов на уже образовавшиеся отложения гидратов также снижает давление паров воды, равновесие гидрат — вода нарушается, упругость паров воды над гидратом оказывается большей, чем над водным раствором, что и приводит к разложению гидратов.
Определяющими критериями при выборе того или иного ингибитора гидратообразования в условиях добычи газа на Севере являются: способность понижать равновесную температуру гидратообразования, стоимость, растворимость в воде и температура замерзания водных растворов, вязкость и поверхностное натяжение, летучесть паров, взаиморастворимость с газом и конденсатом, а также возможность регенерации ингибиторов в промысловых условиях с малыми потерями, особенно при высокой стоимости ингибиторов.
Одним из основных критериев для выбора ингибитора является величина понижения равновесной температуры Δt, °С. Для метанола гликолей величину Δt определяют по уравнению Гаммершмидта.
Очень резкое снижение температуры гидратообразования природных газов обеспечивает аммиак, но его применение в качестве ингибитора исключено, так как с углекислым газом, имеющимся в тех или иных количествах в газах любого месторождения, водные растворы аммиака образуют твердые отложения карбонатов аммония, еще более плотных, чем гидратные пробки.
Основными ингибиторами гидратообразования, применяемыми в производстве, являются: гликоли (этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ)), метанол, этилкарбитол (ЭК), раствор хлористого кальция и другие.
Гликоли представляют собой прозрачные бесцветные или слабо окрашенные в желтый цвет гигроскопичные жидкости, не имеющие запаха и обладающие сладким вкусом. Гликоли являются вещества с относительно низкой токсичностью, Вследствие малой летучести гликолей при комнатной температуре опасности острого отправления при вдыхании паров нет. Попадая в организм через рот, гликоли представляют серьезную опасность, так как действуют на центральную нервную систему и почки, т. е. они обладают оральной токсичностью.
Метанол смешивается во всех отношениях с водой, при смешении с водой происходит сжатие и разогревание. Метанол с водой не образует азеотропной смеси, в результате чего смеси вода-метанол могут быть разделены ректификационной перегонкой. Метанол — опаснейший яд, приём внутрь порядка 10 мл метанола может приводить к тяжёлому отравлению, попадание в организм более 80–150 миллилитров метанола (1–2 миллилитра чистого метанола на килограмм тела) обычно смертельно.
ЭК — прозрачная, бесцветная или слегка темноватая жидкость, имеющая температуру замерзания — 60° С, т. е. вполне пригодная для работы в самых суровых условиях. ЭК так же, как и гликоли, можно улавливать и регенерировать, что значительно снижает суммарные затраты на проведение обработок скважин ингибитором.
Потери ЭК при регенерации довольно значительны, так как упругость паров ЭК в 10 раз выше, чем у ДЭГ, и в 6 раз выше, чем у ЭГ. Кроме того, ЭК образует азеотропные (не разгоняющиеся при разгонке ректификацией) смеси с ЭГ и этилцеллозольвом (ЭЦ).
Безводный хлористый кальций представляет собой белые кристаллы кубической формы, сильно гигроскопичные, расплывающиеся на воздухе. Водные растворы имеют иногда бледо-желтный или желтый цвет, что обусловлено наличием железа. Растворы хлористого кальция в присутствии воздуха агрессивно действуют на металлы. Поэтому при использовании хлористого кальция в качестве ингибитора, необходимо снижать коррозионную активность продувкой газом, добавкой различных веществ, хранением раствором под слоем солярового масла.
Отечественные и зарубежные исследования свидетельствует о преобладающей эффективности растворов метанола и хлористого кальция, а при больших значениях Δt 30 %-ный раствор хлористого кальция оказывается эффективней широко применяющегося метанола. ЭГ и ДЭГ, использование которых в качестве ингибиторов гидратообразования в скважинах только начинается, примерно одинаково снижают температуру образования гидратов. Так, при необходимости снизить температуру гидратообразования на 15° С концентрация отработанного ингибитора должна составлять для ЭК 37,5 %, для ДЭГ 40 % и для ЭГ 44 %. Поскольку величина Δt для гликолей примерно одинакова, то для выбора того или иного гликоля необходимо знать другие определяющие факторы, в частности величину потерь при регенерации. Потери гликолей на испарение при существующих методах регенерации составляют для ДЭГ 5–8 г на 1000 м 3 газа, а для ТЭГ 0,2–0,3 г на 1000 м 3 газа. Для уменьшения потерь гликоля при регенерации необходимо применять холодное орошение верхней части выпарной колонны, не допускать термического разложения гликолей выбором режима регенерации.
Экономическая эффективность различных ингибиторов во многом определяется их стоимостью. Самым дешевым ингибитором в данное время является хлористый кальций.
При правильной технологии приготовления хлористого кальция на промысле и эффективном его применении можно достигнуть значительной экономии средств и исключить использование вредного метанола.
Применение этилкарбитола, несмотря на большие по сравнению с другими гликолями потери, при регенерации экономически выгоднее, чем использование метанола или ДЭГ.
В качестве заключения можно сказать следующее:
1. Метанол — проверенный и надежный ингибитор гидратообразования — производится в больших количествах, но сравнительно дорог. Метанол чрезвычайно ядовит и поэтому требования техники безопасности часто исключают оперативность при его применении. В настоящее время метанол безвозвратно теряется в виде водного раствора. Тем не менее установлено, что около 50 % метанола, вводимого в газ, выпадает в сепараторах и отделяется от конденсата в виде 20 %-ного водного раствора, а при температуре сепарации минус 15° С в сепараторах должно выпадать около 80 % введенного метанола.
2. 30 %-ный хлористый кальций — самый дешевый из всех существующих ингибиторов, может легко регенерироваться, производится в больших количествах, не токсичен. Некоторые требования к технологии приготовления и использования раствора: точный контроль за плотностью, мероприятия по обескислороживанию и введение антикоррозийных добавок являются своего рода сдерживающими факторами.
3. Гликоли часто применяются для осушки газа, однако они пока очень мало распространены в качестве ингибиторов. Наиболее перспективен ДЭГ — эффективный нетоксичный ингибитор, хорошо и с малыми потерями регенерируется. Хотя ДЭГ сравнительно дефицитный и дорогой реагент, но регенерация позволяет избежать больших потерь. В условиях Севера серьезным препятствием для широкого применения ДЭГ явится его довольно высокая вязкость, и чтобы обеспечить бесперебойную подачу ДЭГ требуется теплоизолировать ингибиторопровод и подводящие коммуникации и строго следить за концентрацией водного раствора ДЭГ. Успешные промышленные испытания показали возможность централизованной подачи ДЭГ, что еще больше сократит затраты.
При выборе в качестве ингибиторов раствора хлористого кальция или ДЭГ, рекомендуется иметь на промысле некоторое количество метанола, который при образовании сплошных пробок в скважинах в непредвиденных случаях позволит быстрее, чем любыми другими средствами, разложить пробку и восстановить нормальную работу скважины.
1. Бекиров Т. М., Ланчаков Г. А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. — 596 с.
2. Дегтярёв Б. В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах Севера (практическое руководство) / Б. В. Дегтярёв, Г. С. Лутошкин, Э. Б. Бухгалтер. М.: Недра, 1969. — 120 с.
3. Жданова Н. В., Халиф А. Л. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984. -192 с.
4. Кемпбел Д. М. Очистка и переработка природных газов. М.: Недра, 1977.- 349 с.
Источник
