Применение химических реагентов для предупреждения и борьбы с гидратами при добыче газа

ПРИМЕНЕНИЕ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И БОРЬБЫ С ГИДРАТАМИ ПРИ ДОБЫЧЕ ГАЗА

Таблица 2.2 - Дренируемые запасы газа, млрд м³.

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 градусов Цельсия на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до -40 ⁰С и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

На месторождении принята следующая конструкция скважин: кондуктор - D=324 мм, Н=550м, эксплуатационная колонна - D=219мм, Н=1250 м (проектная глубина), НКТ в основном, D=168 мм.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций. В комплект устьевого оборудования входят колонная головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку » с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -40 ⁰С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219-21:

В техническом описании приняты следующие обозначения:

КСО 168/219-21, КСО - комплекс скважинного оборудования.

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

Рис. 2.1. Колонная головка: 1- корпус колонной головки обсадных труб; 2 - клинья обсадных труб; 3- задвижка; 4 - переход; 5 - пробка; 6 - вентиль по манометру; 7 - резьбовой переход; 8 - уплотнительное кольцо; 9 - шпильки с двумя гайками; 10 - переход.

Рис 2.2. Трубная головка: 1 - корпус трубной головки; 2 - трубная головка НКТ; 3 - задвижка; 4 - резьбовой фланец; 5 - фланец; 6 - игольчатый вентиль; 7 - резьбовой переводник; 8 - вторичное уплотнение; 9 - уплотнительное кольцо; 10 - уплотнительное кольцо; 11 - шпилька с двумя гайками; 12 - шпилька с одной гайкой; 13 - шпилька с двумя гайками; 14 - пробка. 219-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 21 - рабочее давление, МПа ПССГ 219-21, ПССГ-пакер стационарно-съемный гидравлический.

Пакер стационарно-съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

Клапан циркуляционный предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости лифтовой колонны от затрубного пространства при проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин , оборудованных пакером.

Рабочее положение клапана при эксплуатации - закрытое.

КЗ 168-21; КЗ - клапан забойный;

Клапан забойный предназначен для перекрытия проходного сечения лифтовых труб. Клапан забойный включает клапан-отсекатель КО 168-21 и замок З-102.

Капан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного сечения лифтовой колонны при аварийном дебите газа и состоит из: переводника, корпуса, удлинителя, лимба и наконечника, соединенных между собой на резьбе.

Замок предназначен для установки клапана забойного в ниппеле посадочном НП 168.146-21.

Рис. 5.4 Схема обвязки устья газовых скважин фонтанной арматурой АФК 150х100х210: 1.Одно-фланцееая колонная головка; 2.Клиновидный трубододержатель; 3.Уплотнительный элемент; 4.Задвижка межколонного давления; 5.Трубная головка; 6.Задвижка затрубиного давления; 7.Подвесной барабан; 8.Коренная задвижка; 9.Надкоренная задвижка; 10.Буферная задвижка; 11.Буфер; 12.Рабочие задвижки струн; 13.Контрольные задвижки струн; 14.Штуцер регулируемый.

3. Газовые гидраты

Газовые гидраты - твердые кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды (водного раствора, льда, водяных паров) и низкомолекулярных газов. Некоторые летучие органические жидкости (типа фреонов) также могут образовывать газовые гидраты. По внешнему виду напоминают лед или снег. Существенно, что область их термодинамической стабильности охватывает и положительные (по Цельсию) температуры. Так, при умеренных давлениях газовые гидраты природных газов существуют вплоть до плюс 20-25 ⁰С.

Структуру газовых гидратов наглядно можно представить как льдоподобный ажурный каркас из молекул воды, в котором имеются полости разных типов, достаточно большого (молекулярного) размера. Эти полости могут быть полностью или частично заполнены молекулами газов, причем степени заполнения полостей определяется особенностями межмолекулярного взаимодействия «газ-вода» и термобарическими условиями. В каждой полости размещается не более, чем по одной молекуле (при давлениях имеет место исключение из этого правила, см. ниже) Следовательно, газовые гидраты являются, строго говоря, нестехиометрическими соединениями, однако в некоторых случаях нестехиометричность относительно мала и может в первом приближении не учитываться Всего известно семь типов льдоподобных каркасов из молекул воды, в которых имеются большие полости, однако для газовой отрасли представляют интерес главным образом две кубические структуры 1 и II (KC-I и KC-II), различающиеся размерами элементарных ячеек, типами и размерами полостей (имеются два типа полостей - малые и большие). Только эти две газогидратные структуры и реализуются в природных газовых и газоконденсатных системах. В последние годы проведены интенсивные исследования открытой относительно недавно (1986г.) канадскими исследователями гексагональной "Н-структуры" (в работах отечественных авторов подобная структура газовых гидратов была предсказана кристаллохимическим моделированием еще в шестидесятые годы, причем в России для ее обозначения чаще используется термин "гексагональная структура III" - ГС-III). Гидраты этой структуры в принципе могут образовываться в нефтегазовых системах.

Газовые гидраты относятся к т.н. клатратным соединениям (по английски - clathrate compounds) или соединениям включения (inclusion compounds), поскольку молекулы газов "включены" в полости водного льдоподобного каркаса, образованного молекулами воды посредством водородных связей. Структурообразующий каркас из молекул воды называют хозяином (или хозяйской подсистемой, по английски - host subsystem), а включенные молекулы - молекулами-гостями (guest molecules). Газовые гидраты являются классическими объектами нового и актуального научного направления - супрамолекулярной химии, существенно дополняющей классические представления о природе химических связей и в перспективе имеющей революционные технологические приложения практически во всех промышленных отраслях, а также в медицине.

Известны как индивидуальные газовые гидраты, которые могут быть описаны общей формулой М nН₂О, так смешанные гидраты, в состав которых входят несколько газов - гидратообразователей. Гидратное число n характеризующее состав гидрата, т.е. количество молей воды, приходящихся на моль включенного газа (либо моль смеси газов, если речь идет о смешанных гидратах) - величина переменная и она может меняться в широких пределах от 6 до 19. Причина варьирования гидратного числа п в зависимости от состава природного газа и термобарических условий - возможность частичного заполнения малых полостей газогидратных структур, тогда как большие полости в гидратной структуре заполняются практически полностью.

Основные компоненты природного газа СН₄, С₂Н₆, СзН₈, iso-C₄H₁₀, СО₂, N₂, H₂S и инертные газы Аг, Кг, Хе образуют как индивидуальные, так и смешанные гидраты. Тогда как n- C₄H₁₀, cyclo- C₅H₁₀, а также некоторые жидкие углеводороды с более крупными молекулами (типа метилциклогексана) могут образовывать только смешанные гидраты. Природные газы образуют как гидраты KC-I (что характерно, например, для сеноманских газов Западной Сибири) так и КС-II (валанжинские газы Западной Сибири). В 1м³ газового гидрата может содержаться до 164 м³ газа. Газовый гидрат метана горит на воздухе.

Различают техногенные (искусственные) и природные (естественные) газовые гидраты.

Техногенные гидраты могут образовываться в системах добычи газа: в призабойной зоне, в стволе скважины, в шлейфах и внутрипромысловых коллекторах, в системах промысловой и заводской подготовки газа, а также в магистральных газотранспортных системах. В технологических процессах добычи газа гидраты выступают как нежелательное явление, в связи с этим детально разработаны и продолжают совершенствоваться методы предупреждения и ликвидации гидратов.

Сейчас надежно установлено, что природные газовые гидраты могут образовывать скопления (вплоть до формирования газогидратных залежей, как на суше, так и под дном морей), имеющих в перспективе промышленное значение, а также находиться в рассеянном состоянии. Природные газовые гидраты в ряде случаев рассматриваются как серьезное осложняющее обстоятельство, приводящее к технологическим осложнениям при бурении и эксплуатации скважин на нефть и газ, при сооружении плавучих платформ и т.п.

Резюмируя, можно констатировать, что в последние годы интерес к проблеме газовых гидратов во всем мире заметно усилился. Рост активности исследований объясняется следующими основными причинами:

* началом повсеместного освоения месторождений углеводородов, расположенных в сложных природных условиях (глубоководный шельф, полярные регионы), где проблема техногенных газогидратов резко обостряется;

*стремлением сократить эксплуатационные затраты на предупреждение гидратообразования в газопромысловых системах за счет перехода на новые энерго-, ресурсосберегающие и экологически чистые технологии;

активизацией поисков альтернативных источников углеводородного сырья, особенно в странах бедных ресурсами энергоносителей (газовые гидраты относят к т.н. нетрадиционным источникам углеводородов, опытно-промышленное освоение которых может начаться уже в первой декаде XXI века);

необходимостью оценки роли газовых гидратов в приповерхностных слоях геосферы, особенно в связи с их возможным влиянием на глобальные климатические изменения;

и, наконец, газовые гидраты в природных условиях являются интересным геологическим явлением, а изучение закономерностей их образования и разложения в земной коре представляет общетеоретическое (фундаментальное) значение для геологической науки в целом.

3.1 Условия образования гидратов

Представление об условиях образования гидратов дает фазовая диаграмма гетерогенного равновесия, построенная для систем М-Н20 (рисунок 3.2). В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II, III, IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, нельзя изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При всех температурах выше соответствующего значения в точке С гидрат не может существовать, как бы ни было велико давление. Поэтому точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) появляется вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде. гидрат и лед.

Из этой диаграммы следует, что в системе M-Н₂О возможно образование гидратов по следующим процессам:

М_г + т (Н₂О)_ж Мт(Н₂О)_тв ; (3.1)

М_р + т (Н₂О)_тв Мт (Н₂О)_тв; (3.2)

M_ж + т (Н₂О)_ж Мт (Н₂О)_тв; (3.3)

М_тв+ т (Н₂О)_тв Мт (Н₂О)_тв. (3.4)

Здесь M_г, М_ж, М_тв-условное обозначение гидратообразователя соответственно газообразного, жидкого и твердого; (H₂О)_ж,(Н₂О)_тв- молекулы соответственно жидкой и твердом (лед) воды; т -число молекул воды в составе гидрата.

Если вода переохлажденная, упругость диссоциации гидрата меньше, чем при наличии льда. Следовательно, для образования гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе гидрата. На изменение температуры образования гидратов влияют: состав гидратообразователя, чистота воды, турбулентность, и т.д. Изменение равновесной температуры гидратообразования также зависит и от скорости охлаждения системы гидратообразователь - вода.

На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков (рисунок 3.1) или расчетным путем--по константам равновесия и графоаналитическим методом по уравнению Баррера--Стюарта.

Из рисунка 3.1 следует, что чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Однако отметим, что с увеличением плотности газа не всегда повышается температура гидратообразования. Природный газ с небольшой плотностью может образовывать гидраты при более высоких температурах, чем природный газ с повышенной плотностью. Если на увеличение плотности природного газа влияют не гидратообразующие компоненты, то температура его гидратообразования понижается. Если же влияют различные гидратообразующие компоненты, то температура гидратообразования будет выше для того состава газа, в котором преобладают компоненты с большей устойчивостью.

Условия образования гидратов природных газов по константам равновесия определяют по формуле:

z=у/К, (3.5)

где z, у - молярная доля компонента соответственно в составе гидрата и газовой фазы; К--константа равновесия.

Равновесные параметры гидратообразования по константам равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы для каждого компонента, а затем молярные доли компонента делят на найденную константу его равновесия и полученные значения складывают. Если сумма равна единице, система термодинамически равновесная, если больше единицы - существуют условия для образования гидратов, при сумме меньше единицы гидраты не могут образовываться.

Рисунок 3.1 - Равновесные кривые образования Тк гидратов природных газов в зависимости от температуры и давления

Рисунок 3.2 - Диаграмма фазового состояния гидратов различной относительной плотности

3.2 Образование гидратов в скважинах и способы их устранения

Образование гидратов в скважинах и промысловых газопроводах и выбор метода борьбы с ними в значительной степени зависят от пластовых температур, климатических условий и режима эксплуатации скважины.

Часто в стволе скважины имеются условия для образования гидратов, когда температура газа при его движении вверх от забоя до устья становится ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры в работающей скважине предпочтительней определять с помощью глубинных приборов. Если это не представляется возможным, применяют формулы:

t=t_гр - t_ie^{- a(H- l)}+{(1- е^{- а(Н- l)})(Г- D_i(p_c- p_y)/ H- A/c_p)/ a}; (3.6)

где t, t_гр -- соответственно температура потока и грунта на глубине l ;

t_гр= t_пл - Г(Н - l); (3.7)

t_пл -- температура пласта на глубине Н; Г -- среднее значение геотермического градиента на участке Н--l; t_i-- изменение температуры в призабойной зоне за счет эффекта Джоуля-Томсона, °С;

t_i= D_i (p_пл- p_c) { lg (1+ (Gc_p / hc_пr_c² ))} / lg(r_k /r_c) D_i (p_пл- p_c); (3.8)

r_k -- радиус контура питания скважины, м; r_c -- радиус скважины, м; D_i --дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона, °С/МПа; p_пл -- давление в пласте, МПа; р_с -- давление на забое скважины, МПа; G -- массовый расход газа, кг/с; Ср -- теплоемкость газа при постоянном давлении; т -- продолжительность работы скважины, с; h -- вскрытая мощность пласта (интервал перфорации), м; с_п -- теплоемкость породы, Дж/м³.

а = (2_п)/(Gc_р f()) (3.9)

где _п -- теплопроводность горных пород, Дж/м с градус; f()-- безразмерная функция.

f()= ln( 1+ _п / с_п r_c² ). (3.10)

Величина геотермического градиента Г зависит от многих переменных; его надо рассчитывать по данным измерений температуры в скважинах, простаивающих длительное время. Температура газа в шлейфах может быть вычислена по формуле Шухова, справедливой для небольших перепадов давления,

t_l = t_ср+ (t₀ - t_ср) e ^{- ( k D l / G c}_п ⁾, (5.6)

где t_i -- температура потока в °C на расстоянии l от начала шлейфа, °С; t_ср -- температура среды, в которой проложен шлейф, в °С; t₀ -- температура газа в начале шлейфа, °С; D -- внутренний диаметр шлейфа; k--коэффициент теплопередачи, Дж/с м² °С. По такой же формуле рассчитывается и коллектор. Вследствие снижения температуры газа при движении его по стволу скважины, в потоке всегда имеется конденсационная вода. Поэтому образование гидратов обусловлено только отношением давления и температуры.

Рисунок 3.3 - Определение зоны возможного образования гидратов: 1-- давление в скважине; 2 -- равновесная температура гидратообразования; 3 -- температура в скважине; 4 -- глубина залегания нейтрального слоя.

По графику, изображенному на рисунке 3.3 можно определить место образования гидратов в скважинах. Аналогично можно установить и места образования их в шлейфах и коллекторах с той лишь разницей, что там надо выделить участки, на которых температура газа ниже точки росы, т. е. имеется капельная вода. Необходимые для расчетов по формулам величины Кд, Ср и т д. берутся из справочников теплофизических величин.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой их режим в процессе разработки месторождения изменяется, и с уменьшением дебита для данного примера температура газа по стволу понижается (рисунок 3.4). Как видно изрисунка3.5 путем регулирования дебита можно определить условия, исключающие образование гидратов. Изменение давления на устье р_у, температуры газа на устье t_у и равновесной температуры образования гидратов определяют в зависимости от дебита скважины при следующих исходных данных р_з=11,8 МПа; t_пл=32°С; t_з =31°С; D=180 мм; p=0,56; К=22 Вт/м²* К); Г= 0,0277 °С/м.

Для рассматриваемых условий режим безгидратной эксплуатации в течение начального периода разработки месторождения обеспечивается при дебитах от 0,75 млн. до 6,5 млн. м³/ сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный резерв температуры, составляет примерно 3 mлh м³ /сут.

Следует указать, что существует такой дебит, выше и ниже которого температура газа на устье не повышается, а снижается (см, кривую 2 на рисунке 3.4) Объясняется это тем, что при низких дебитах температура газа на устье в основном зависит от теплообмена газа со стенками скважины, а при высоких дебитах за счет увеличения их потерь на трение эффект Джоуля--Томпсона начинает преобладать над эффектом теплообмена.

Рисунок 3.4 - Изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины. Кривые: 1--давление на устье; 2--температура на устье; 3--температура образования гидратов; 4 -- зона безгидратной эксплуатации.

Образование гидратов в стволе можно предупредить теплоизоляцией фонтанных или обсадных колонн, повышением температуры.

Рисунок 3.5 - Изменение допустимого дебита скважины, при котором исключается образование гидратов, в процессе разработки месторождения. 1- линия допустимых дебитов; 2 -- проектный дебит; 3 -- зона гидратов

Самый распространенный способ предупреждения образования гидратов-- подача ингибиторов (метанола, гликолей) в поток газа. Иногда подача ингибитора осуществляется через затрубное пространство. Выбор реагента зависит от многих факторов.

Рисунок 3.6 - График определения места образования гидратов в скважинах

Дебит (в тыс. м³/сут); 1--20, 2--30. Кривые: 3-- геотермического градиента; 4 -- равновесной температуры образования гидратов.

Место начала образования гидратов в скважинах определяют по точке пересечения равновесной кривой образования гидратов с кривой изменения температуры газа по стволу скважин (см. на рисунке 3.6). Практически образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье и уменьшению дебита газа. Если гидраты перекрывают сечение скважины не полностью, разложения их проще всего достигнуть с помощью ингибиторов. Значительно труднее бороться с отложениями гидратов, полностью перекрывающих сечение фонтанных труб и образовавших сплошную гидратную пробку. При небольшой длине пробки ликвидацию ее обычно осуществляют продувкой скважины. При значительной длине выбросу пробки в атмосферу предшествует некоторый период, в течение которого она частично разлагается в результате снижения давления. Продолжительность периода разложения гидратов зависит от длины пробки, температуры газа и окружающих горных пород. Твердые частицы (песок, шлам, окалина, частицы глинистого раствора и т. п.) замедляют разложение пробки. Для ускорения этого процесса используют ингибиторы.

Следует учитывать также, что при образовании гидратной пробки в зоне отрицательных температур только при понижении давления получают эффект. Дело в том, что вода, выделяющаяся при разложении гидратов при низкой концентрации ингибитора, может замерзнуть и вместо гидратной образуется ледяная пробка, ликвидировать которую затруднительно.

Если пробка большой длины образовалась в стволе скважины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуляцию ингибитора над пробкой. В результате механические примеси размываются, и на поверхности гидратной пробки постоянно содержится ингибитор высокой концентрации.

Для определения безгидратного режима работы газовых скважин необходимо определить равновесные давление и температуру, при которых начинают образовываться гидраты. Для этого необходимо знать распределение давления и температуры по стволу скважины.

4. Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними

4.1 Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок

Место образования гидратной пробки обычно удается определить по росту перепада давления на данном участке газопровода. Если пробка не сплошная, то в трубопровод через специальные патрубки, штуцера для манометров или через продувочную свечу вводят ингибитор. Если в трубопроводе образовались сплошные гидратные пробки небольшой длины, их иногда удается ликвидировать таким же путем.

Рисунок 4.1 - Зависимость температуры замерзания воды от концентрации раствора

Ингибиторы: 1 - глицерин; 2 - ТЭГ; З - ДЭГ, 4 - ЭГ; 5 - С₂Н₅ОН; 7 - NaCI; 8 - CaCI₂; 9 - MgCl_2.

При длине пробки, исчисляемой сотнями метров, над гидратной пробкой вырезают в трубе несколько окон и через них заливают метанол. Затем трубу заваривают вновь.

Для быстрого разложения гидратной пробки применяют комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора в зоне образования гидратов снижают давление.

Ликвидация гидратных пробок методом снижения давления. Сущность этого метода заключается в нарушении равновесного состояния гидратов, в результате чего происходит их разложение. Давление снижают тремя способами:

отключают участок газопровода, где образовалась пробка, и с двух сторон через свечи пропускают газ;

перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов;

отключают участок газопровода с обеих сторон пробки и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов.

После разложения гидратов учитывают следующее: возможность накопления жидких углеводородов на продуваемом участке и образование повторных гидратоледяных пробок за счет резкого снижения температуры.

При отрицательных температурах по методу снижения давления в некоторых случаях не получают должного эффекта, так как вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом случае метод снижения давления используют в комбинации выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении гидратов, не замерзал

Разложение гидратов снижением давления в комбинации с вводом ингибиторов происходит гораздо быстрее, чем при использовании каждого метода в отдельности.

Ликвидация гидратных пробок в трубопроводах природных и сжиженных газов методом подогрева. При этом способе повышение температуры выше равновесной температуры образования гидратов приводит к их разложению. .На практике трубопровод подогревают горячей водой или паром. Исследования показали, что повышение температуры в точке контакта гидрата и металла до 30--40 °С достаточно для быстрого разложения гидратов.

4.2 Ингибиторы для борьбы с образованием гидратов

На практике для борьбы с образованием гидратов широко применяют метанол и гликоли. Иногда используют жидкие углеводороды, ПАВ, пластовую воду, смесь различных ингибиторов, например метанола с растворами хлористого кальция и т. д.

Метанол обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания. Упругость паров чистого метанола и его водных растворов определяют по графику, приведенному на рисунке 4.7

Метанол - сильный яд, попадание в организм даже небольшой дозы его может привести к смертельному исходу, поэтому при работе с ним требуется особая осторожность.

4.2.1 Ввод метанола

Наиболее распространен на газовых промыслах способ подачи метанола (СН₃ОН) в струю газа. При этом он образует с парообразной и жидкой влагой спиртоводные смеси, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Пары воды поглощаются из газа, что значительно снижает точку росы, и, следовательно, создаются условия для разложения гидратов или для предупреждения их образования.

Основным условием эффективного действия метанола является взаимодействие паров воды с парами метанола и дальнейшая конденсация их, что приводит к значительному понижению влагосодержания газа. Наибольшая эффективность метанола может быть достигнута с применением его в качестве средства, предупреждающего гидратообразование, а не для разрушения уже образовавшихся гидратов. При этом метанол необходимо впрыскивать в газовый поток, обеспечив хорошее распыление и смешение с общим газовым потоком.

Для борьбы с гидратообразованием на групповом пункте предусматривается одна (иногда две) метанольная установка (рисунок 4.2), состоящая из метанольного бачка 1, емкости для хранения метанола 2, ручного насоса 5 типа БКФ-2, обвязочных трубопроводов и вентилей. Метанол вводится, как правило, после сепараторов первой ступени под избыточным давлением, равным разности между давлением высоконапорной скважины, с которой соединен метанольный бачок, и давлением скважин, в которые вводится метанол, что составляет около 30--50 кгс/см^2. Количество вводимого в газопровод метанола для разложения образовавшихся гидратов определяют по графикам (рисунок 4.3, 4.4).

Рисунок 4.2 - Схема группового пункта сбора и очистки газа. 1 - метанольный бачок; 2 - емкость для хранения метанола; 3 - емкость конденсата; 4 и 6 - штуцер регулируемый; 5 - ручной насос; 7 - сепаратор циклонный; К - линии конденсата.