Способы устранения гидратных пробок

Введение

В настоящих Методических указаниях приведены рекомендации по предупреждению образования закупорок в системе газоснабжения предприятия и указаны мероприятия по удалению закупорок в случаях их образования.

В Методических указаниях даны основные меры безопасности при выполнении газоопасных работ по удалению закупорок газопроводов.

Указания предназначены для эксплуатационного персонала действующих ТЭС и котельных, занятого обслуживанием и ремонтом оборудования и газопроводов, и ИТР, отвечающих за организацию и эксплуатацию газового хозяйства ТЭС и котельных.

Требования Методических указаний обязательны для оперативного и ремонтного персонала ТЭС и котельных, а также специалистов, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства. На основе данных Методических указаний на ТЭС и котельных должны быть разработаны местные производственные инструкции по организации работ по удалению закупорок газопроводов с учетом местных условий.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

При эксплуатации систем газоснабжения встречаются следующие виды закупорок газопроводов: водяные, ледяные, смоляные или нафталиновые и закупорки посторон­ними предметами,

1.1. При наличии в составе газа определенного количества капельной воды в системе газоснабжения при соответствующих величинах температуры и давления газа образуются гидраты углеводородов (кристаллогидраты — твердые вещества, напоминающие своей структурой снег или пористый лед). Скапливаясь в арматуре и газопроводах, кристаллогидраты образуют пробки, препятствующие прохождению газа. Наличие водяных закупорок характеризуется пульсацией давления газа в газопроводах. Это объясняется тем, что из-за уменьшения проходного сечения газопровода уменьшается количество проходящего газа, вследствие чего давление газа перед местом образования закупорки увеличивается, а после закупорки — уменьшается. Газ проходит до тех пор, пока его давление достаточно, чтобы преодолеть сопротивление, создаваемое водяной пробкой.

Гидратообразование происходит в результате охлаждения газа при дросселировании. (При снижении давления при дросселировании газа до 1,0 МПа температура его понижается приблизительно на 5,5°С). Большое влияние на охлаждение газа оказывают тепловые потери на участке газопроводов от ГРС до регулирующих клапанов, установленных на ГРП.

Устойчивое существование кристаллогидратов природного газа возможно при температуре от минус 5°С до 10°С и при давлениях соответственно 0,6-2,0 МПа. При более высоких температурах или при более низких давлениях газа кристаллогидраты не образуются. При давлении газа (0,6 МПа) процесс гидратообразования наступает при охлаждении газа до температуры минус 5-7°С. Дальнейшее понижение температуры интенсифицирует процесс образования кристаллогидратов.

Углеводородные кристаллогидраты являются стойкими соединениями: при нагреве они легко разлагаются и переходят в газообразное состояние.

1.2. Ледяные пробки могут образовываться в зоне мерзлого грунта или в тех случаях, когда заполненный водой участок газопровода зимой оказался открытым.

Ледяные пробки возникают при транспортировке влажного газа через неутепленные места газопроводов (в местах раскопок, на наружных газопроводах и т.д.). В этом случае конденсирующие водяные пары выпадают в виде инея и постепенно уменьшают проходное сечение газопровода.

1.3. Смоляные или нафталиновые пробки встречаются на газопроводах, транспортирующих различные виды искусственных газов. Закупорки состоят из смолы и нафталина, а также из различных взвешенных частиц, выпадающих на стенках газопровода. Они образуются на открытых участках газопроводов при снижении температуры газов.

1.4. Закупорка газопроводов посторонними предметами происходит из-за плохого качества очистки газопроводов после окончания монтажа или ремонтных работ на газопроводах (остался строительный мусор, сварочный грат, инструмент и т.п.). В процессе эксплуатации вокруг этих предметов скапливаются переносимые газом мелкие вещества (песок, окалина и т.п.). По мере накопления этих веществ и с увеличением расхода газа образуются закупорки.

1.5. Характерным признаком образования закупорок (пробок) в газопроводах является пульсация давления газа в газопроводах (гидроудары малой интенсивности) с понижением давления газа на участке (по ходу газа), расположенном после образовавшихся пробок. При дальнейшем увеличении размера пробок и, следовательно, уменьшения проходного сечения может наступить полное прекращение поступления газа в котельное отделение. Контроль за давлением в системе газоснабжения позволяет своевременно выявить и принять меры по устранению нарушений работы системы.

2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ КОНДЕНСАТО- И ГИДРООБРАЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

2.1. Наиболее вероятным местом появления конденсатных и гидратных пробок в системе газоснабжения являются участки надземной прокладки газопроводов, в которых газ в зимнее время может охлаждаться до температуры конденсации и гидрообразования.

2.2. Наиболее эффективными мероприятиями по предупреждению образования закупорок являются:

— соблюдение требований ГОСТ 5542-87 по качеству газа (газ на ГРС должен быть осушен до «точки росы», температура которой должна быть на 6-7°С ниже температуры газа в газопроводах, и подогрет до температуры, при которой значение температуры в местах ввода газа на территорию ГРП ТЭС должно быть не ниже 4-6°С в зависимости от относительной плотности газа. Эти значения температур газа на вводе в ГРП должны быть отражены (приведены) в Договоре между Поставщиком и Потребителем на поставку газа с указанием штрафных санкций Поставщику газа в случаях нарушения договорных соглашений);

— соблюдение уклона газопровода при совпадении направлений стока жидкости и потока газа, не менее 0,001; при несовпадении направлений не менее 0,003;

— для отвода конденсата из всех низких точек газопроводов влажных газов должны предусматриваться конденсатосборники, а на газопроводах осушенного газа должны устанавливаться спускные штуцера с запорной арматурой (дренажные устройства). Газопроводы не должны иметь прогибы («мешки»);

— систематическое удаление влаги из газопроводов через специально сооруженные конденсатосборники или дренажные устройства;

— утепление газопроводов наземной прокладки путем наложения теплоизоляционного покрытия с нагревательными элементами (паровой спутник, электрообогрев и др.);

— ввод в газ специальных веществ — ингибиторов (спирты, гликоли).

3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УДАЛЕНИЮ ЗАКУПОРОК В ГАЗОПРОВОДАХ

3.1. Ликвидацию образовавшихся закупорок (пробок) в газопроводах следует производить способами, исключающими применение открытого огня (паровой обогрев, злектрообогрев и др.).

3.2. Меры к отысканию и устранению конденсатных и гидратных пробок должны приниматься в аварийном порядке.

3.3. При снижении давления газа на входе в ГРП следует:

— проверить, полностью ли открыты все отключающие устройства на газопроводах, и убедиться в том, что снижение давления газа не произошло по другой причине (появление неплотностей, разрывов и т.п.);

— сообщить о случившемся руководству ТЭС, ответственному за газовое хозяйство, и в диспетчерскую службу газоснабжающей организации;

— принять меры к переводу котельной на другой вид топлива;

— вызвать ремонтную бригаду газовой службы (мастерского участка ЦЦР).

3.4. Ликвидацию водяных или конденсатных пробок следует осуществлять путем опорожнения конденсатосборников подземных газопроводов и слива конденсата или воды из наружных и внутренних газопроводов через дренажные устройства. Конденсат должен сливаться через шланг в герметичную специальную емкость.

3.5. Ликвидацию гидратных, ледяных, смоляных или нафталиновых пробок следует производить путем обогрева участков газопроводов или газового оборудования с помощью технических средств, исключающих применение открытого огня. При прогревании газопровода разжиженную массу следует сразу же удалять через ближайшие конденсатосборники или дренажные устройства.

3.6. Смоляные или нафталиновые пробки, а также закупорки посторонними предметами можно ликвидировать, пропуская ерш, или прочисткой участка газопровода стальной проволокой диаметром 5-8 мм. (Пропуск ерша применяется редко, так как он связан с трудоемкими операциями разрезания отдельных участков газопровода).

3.7. Ликвидацию гидратных пробок можно производить путем ввода в газопровод ингибиторов (спирты, гликоли). В качестве спиртов могут использоваться: этиловый или метиловый спирты, а из гликолей применяются диэтиленгликоль или триэтиленгликоль. Наибольшее распространение для этих целей получил метиловый спирт — метанол.

ОН) представляет собой жидкость с удельным весом 0,78 кг/см и температурой кипения минус 64,7°С. Плотность паров метанола по отношению к воздуху — 1,1. С воздухом образует взрывоопасные смеси (пределы взрываемости 5,5-36,5%). Обладает цветом, запахом и вкусом, сходным с винным (этиловым) спиртом. Смертельная доза при приеме внутрь равна 30 г, меньшие дозы вызывают тяжелые отравления, сопровождающиеся слепотой. Метанол может проникать в организм даже через неповрежденную кожу. При работе с метанолом должны строго соблюдаться «Общие санитарные правила по хранению и применению метанола» и «Указания о порядке получения, транспортировки, хранения и использования метанола».

Работы по ликвидации закупорок в газопроводах с применением метанола могут производиться только аварийно-диспетчерской службой газоснабжающей или газосбытовой организации.

Использовать метанол для ликвидации закупорок газопроводов персоналу газовой службы ТЭС не разрешается.

3.8. Устранение закупорок, не поддающихся растворению, производится путем:

— вырезки специальных окон в газопроводах;

— демонтажа соответствующих участков газопроводов;

— продувки газопровода инертным газом под давлением.

Указанные работы могут проводиться персоналом аварийно-диспетчерской службы газоснабжающей или газосбытовой организации по специальному договору.

4. ОСНОВНЫЕ МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. К выполнению работ по ликвидации закупорок допускаются лица, прошедшие специальное обучение, сдавшие экзамен по «Правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления» и умеющие пользоваться средствами личной защиты.

4.2. Ликвидация закупорок должна выполняться бригадой в составе не менее 2 чел. под руководством мастера газовой службы ТЭС или персоналом специализированной организации.

4.3. Работы по ликвидации закупорок должны проводиться по нарядам-допускам на проведение газоопасных работ.

4.4. Все члены бригады должны быть обеспечены защитными, спасательными и противопожарными средствами, инструментом, а также средствами оказания медицинской помощи и спецодеждой (брезентовые костюмы и рукавицы, сапоги и защитные очки).

4.5. При работе должен использоваться инструмент из цветного металла (омедненный), исключающий искрообразование, а рабочую часть инструментов и приспособлений из черного металла следует обильно смазывать тавотом, солидолом или другой консистентной смазкой.

4.6. Место производства работ должно быть ограждено.

Приложение
(справочное)
ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ МАТЕРИАЛОВ, ИНСТРУМЕНТОВ, ПРИБОРОВ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ ПО УДАЛЕНИЮ ЗАКУПОРОК ИЗ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Шланговые противогазы ПШ-1 (на каждого члена бригады).

2. Брезентовые костюмы, рукавицы, защитные каски, очки, резиновые сапоги (галоши), перчатки диэлектрические, резиновые шланги диаметром 8-25 мм.

3. Газоанализатор ПГФ 2М-И1А.

4. Набор накидных гаечных ключей и газовые ключи № 1-4.

7. Предупредительные и запрещающие знаки безопасности, ограждения (ГОСТ 10807-78, ГОСТ 12.4.026-76).

8. Средства и медикаменты первой доврачебной помощи.

9. Противопожарные средства (асбестовая ткань или кошма, ведра пожарные, углекислотные огнетушители ОУ-2 или ОУ-5).

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