Чухарева Н.В., Рудаченко А.В., Бархатов А.Ф., Федин Д.В. Транспорт скважинной продукции

Подождите немного. Документ загружается.

Локатор

Сигнализатор

Рис. 5.14 Схема камеры запуска очистного устройства

На рис. 5.15 приведены камеры пуска-приема средств очистки и

диагностики (КПП СОД).

Рис. 5.15 Камера запуска очистного устройства

Сооружения для сбора и утилизации выносимых из трубопровода

загрязнений (парафина, песка, воды, конденсата и т.д.) должны быть

251

рассчитаны на максимально возможный объем загрязнений. Площадки

размещения сооружений для сбора и утилизации выносимых из трубо-

провода загрязнений должны иметь ограждения и находиться на безо-

пасном расстоянии от пожароопасных объектов [90].

Средства контроля и сигнализации должны обеспечивать возмож-

ность определения местонахождения очистного устройства по длине

очищаемого участка. Очистное устройство должно быть оборудовано

сигнальным устройством для определения его местонахождения [90].

Система управления комплексом очистного оборудования должна

предусматривать возможност

ь дистанционного (со щита диспетчера) и

местного (с площадок пуска и приема) управления процессом пуска и

приема очистного устройства [6].

Качество очистки существенно влияет на пропускную способ-

ность трубопроводов и продолжительность их безаварийной работы.

От качества очистки зависит также состояние транспортируемого про-

дукта, так как загрязнения и вода изменяют его физико-химические

свойства. Загрязнения, перемещающиеся в потоке нефти и газа, могут

явиться причиной выхода из строя линейной арматуры, насосов, ком-

прессоров и другого оборудования. Скопление воды в пониженных

участках газопроводов способствует образованию гидратных пробок.

Особенно опасна вода в магистралях, предназначенных для транс-

портировки сернистого газа или газа с отрицательной температурой. В

этих случаях возможно образование сернистых соединений высокой

коррозионной способности и ледяных пробок. Высокое качество очи-

стки необходимо также для проведения периодического пропуска раз-

делительных поршней, устройств для диагностики состояния и ремонта

действующего трубопровода без остановки перекачки по нему про-

дукта.

Пропуск очистного устройства допускается при скоростях потока

выше 0,1 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются при скоро-

стях 1…3 м/с для нефтепроводов и 4…7 м/с – для газопроводов [6].

В настоящее время имеются различные конструктивные ре-

шения очистных поршней, поршней-разделителей и поршней ком-

бинированного типа. Очистные поршни состоят из следующих основ-

ных частей: корпуса, уплотнительных элементов и металлических ще-

ток. Корпуса, как правило, выполняют из труб, заглушённых перебор-

кой в передней части

В табл. 5.3 представлены некоторые виды очистных устройств.

252

Таблица 5.3

Некоторые виды очистных устройств

а) Очистное устройство с перетоком

через сопла (ОУ-П);

г) Скребок очистной СКР 3

б) Поршни поролоновые (ОУ-ПОР);

д) Поршень разделитель (ПР);

в) Скребок с полиуретановыми сту-

пенчатыми манжетами (ОУ-ПС);

е) Очистные устройства много-

манжетные (ОУ-ММ);

Определение оптимальной периодичности очистки

Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание тру-

бопроводов и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти.

При плановой производительности трубопровода, оптимальной перио-

дичности пропуска очистных устройств будет соответствовать минимум

суммы затрат на очистку труб и на транспорт нефти S



















(5.3)

где А

– годовые затраты электроэнергии на транспорт нефти, кВт час;

– стоимость электроэнергии, руб/(кВт час);

– стоимость одной очистки, руб;

n – количество очисток в году.

253

Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимально-

сти регулирования работы трубопроводов. Максимальный эффект от

очистки может быть получен при регулировании отключением насосов,

переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при

работе с переменной производительностью. После очистки трубопровод

будет иметь максимальную пропускную способность, превышающую

плановую производительность.

5.2.7. Пробковая подача ингибитора

Ранее рассматривались ингибиторы коррозии, как один из методов

повышения эксплуатационной надежности промысловых трубопрово-

дов. У данного метода есть недостато

к: при ингибировании трубопро-

водов уже с продуктами парафинистых отложений и механическими

примесями, ингибитор тонкой пленкой ложится на слой отложений, не

препятству

я возникновению коррозионных поражений (Рис. 5.16). В Ре-

зультате чего беспрепятственно происходит образование коррозионного

разрушения.

Рис. 5.16. Распределение ингибитора в сечении трубопровода

Поэтому действие ингибитора коррозии наиболее эффективно по-

сле проведения внутритрубной очистки промыслового трубопровода.

На сегодняшний день известна технология пробковой подачи ингибито-

ра (комплексное применение внутритрубной очистки и ингибирования),

которая является наиболее перспективным методом повышения экс-

плуатационной надежности промысловых трубопроводов.

Принципиальная схема пробковой подачи ингибитора представле-

на на рис. 5.17.

254

Рис. 5.17. Принципиальная схема пробковой технологии подачи ингибитора

Метод пробковой подачи ингибитора заключается в следующем:

одновременно с очистным устройством, между двумя поршнями, из

стационарно-установленной емкости закачивается реагент, а затем вся

система подается в трубопровод. При этом, за счет поперечных пазов

заднего поршня, ингибитор уходит из пачки, осаждаясь на внутреннюю

полость трубы. При такой технологии, как считают, достигается защита

100 % внутренней поверхности и минимальный расход [82].

Проведение периодической внутритрубной очистки промысловых

трубопроводов в

комплексе с ингибированием (пробковая подача инги-

битора) позволяет добиться целого ряда положительных моментов, на-

правленных на безаварийную эксплуатацию промысловых трубопрово-

дов организации [82]:

• снижение скорости коррозии до 6…8 раз, за счет исключения воз-

никновения коррозионного процесса, путем извлечения отложений

со стенок трубопровода;

• совышение коэффициента распределения ингибитора (экономия

ингибитора до 2-х раз);

• увеличение пропускной способности трубопровода, т.е. снижение

затрат на перекачку;

• улучшение гидродинамического режима;

• величение эксплуатационного ресурса трубопровода;

• возможность

проведения внутритрубной диагностики трубопро-

водов.

5.3. Борьба с гидратообразованиями

В качестве мер по предотвращению гидратообразований применя-

ются:

• подогрев газа с помощью подогревателей газа (об

щий и местный);

255

• ввод метанола в газопроводные коммуникации при образовании

гидратных пробок;

• осушка газа;

• снижение давления.

5.3.1. Подогрев газа

Узел подогрева газа должен обеспечивать температуру газа на вы-

ходе из ГРС не ниже -10 °С (на пучнистых грунтах не ниже 0 °С).

Применяют подогреватели газа двух типов – прямого действия (ог-

невые) и с промежуточным теплоносителем (водяные). Огневой подог-

реватель (рис. 5.18) состоит из корпуса (основания, боковых и торце-

вых стенок, крышки), огневой камеры, внутри к

оторой находится змее-

вик, горелки, запальника, дымовой трубы, блока автоматики и регули-

рования. Пламя горелки на

правляется на стенки огневой камеры. Те, в

свою очередь, раскалившись, излучают тепло и нагревают змеевик, по

которому течёт газ. Часть змеевика, расположенная в верхней части ог-

невой камеры, нагревается теплом отходящих газов. Все огневые подог-

реватели одинаковы по конструкции

, отличаются только техническими

данными [91].

Рис. 5.18 Подогреватель газа огневой

Особенностью водяных подогревателей является наличие проме-

жуточного теплоносителя (вода, диэтиленгликоль либо их смесь в раз-

ных пропорциях). Пламя горелки распространяется в цилиндрической

жаровой трубе в нижней части подогревателя. Горячие продукты горе-

ния из жаровой трубы поступают в пуч

ок дымогарных труб, а затем в

256

дымовую трубу. Дымогарные трубы нагревают воду. Для увеличения

теплоотдачи применяют их оребрение. Нагреваемый газ проходит через

трубный пучок, образованный U-образными трубами, в верхней части

нагревателя. Трубный пучок также находится в воде, нагретой дымо-

гарными трубами. Таким образом, реализуется теплопередача в два эта-

па: пламя горелки → вода, вода → газ.

На рис. 5.19 показаны водяные подогреватели марок ПГ-10 и

ПТПГ-30.

ПТПГ-30

Рис. 5.19. Подогреватели ПГ-10 и ПТПГ-30

5.3.2. Добавление метанола

Метанол (метиловый спирт, древесный спирт, карбанол) – бес-

цветная прозрачная жидкость, по запаху и вкусу близка к винному (эти-

ловому) спирту. Плотность метанола – 0.791 г/см

,температура кипения

– 64.7 °С, пределы воспламенения паров в воздухе 6.7…36.5 % (по объ-

ему), ПДК в воздухе рабочей зоны (санитарная) – 5 мг/м

. С водой сме-

шивается во всех отношениях [91].

257

Метанол – сильный яд, действующий преимущественно на нерв-

ную и сосудистую системы. В организм человека может проникнуть че-

рез дыхательные пути и даже через не поврежденную кожу. Приём 5–10

г метанола во внутрь может вызвать тяжёлое отравление, а 30 г являют-

ся смертельной дозой. Симптомы отравления: головная боль, голово-

кружение, тошнота, рвота, боль в желудке, общая слабость, раздраже-

ние слизистых оболочек, мелькание в глазах, а в тяжёлых случаях

– по-

теря зрения и смерть.

Все работы, связанные с транспортировкой, переливами, хранени-

ем и применением метанола следует выполнять согласно требованиям

«Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хране-

ния, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышлен-

ности», на основе которой разрабатывается инструкцию по транспорти-

ровке, хранению и использованию метанола с учётом местных условий

на своих объектах и инструкцию по безопасной эксплуатации пере-

движных или стационарных метанольных установок.

Установки для ввода мет

анола в газопроводные коммуникации

(метанольницы) при образовании гидратных пробок монтируют газо-

проводе либо непосредственно на ГРС. Метанол (рис. 5.20) через шту-

цер в верхней части метанольницы за

ливают в ёмкость. При этом от-

крыт кран на сбросной трубке, а краны на трубках подачи метанола в

газопровод и подачи газа в ёмкость – закрыты. После залива метанола в

ёмкость, открывается трубка обратной связи по газу, и над метанолом в

ёмкости создаётся давление, равное давлению в газопроводе. Затем от-

крывается кран на трубке подачи метанола, давление в ёмкости сверху и

снизу выравнивается, и метано

л самотёком поступает в газопровод [91].

Рис. 5.20. Метанольница

258

5.3.3. Осушка газа

Осушкой называется процесс удаления влаги из природного газа.

Она широко применяется как способ предупреждения гидратообразова-

ния. Если в газе не содержится влаги, образование гидрата становится

невозможным. Если влага содержится в очень малом количестве, веро-

ятность образования гидрата будет мала.

Существует несколько способов осушки природного газа. Наибо-

лее широко применяются следующие методы осушки: 1) гликолем

(жидким поглотителем); 2) осушка молекулярными ситами (твердым

адсорбентом); 3) осушка охлаждением.

Общепринято

выражать влагосодержание газа через точку росы, т.

е. температуру, при которой начинается конденсация воды. Поэтому в

качестве нормы влагосодержания часто устанавливают точку росы ми-

нус 10 °С; однако этот способ следует применять с осторожностью, по-

скольку при точке росы ниже 0 °С система находится в метастабильном

состоянии. При температурах ниже 0 °С истинной точки росы для жид-

кой воды не существует, так как при

этих температурах стабильной яв-

ляется твердая фаза воды – лед или гидрат.

Осушка газа гликолем

Наиболее широко распространен в газовой промышленности кон-

тактнорегенеративный способ осушки природного газа жидким осуши-

телем. В этом процессе влажный газ пропускается через обедненный

(содержащий малое количество влаги) раствор сорбента. Регенератив

ный раствор поглощает влагу из природного газа, в результате чего по-

лучается обогащенный раствор (содержащий большее количество вла-

ги) и осушенный газ.

Жидкие поглотители. Некоторые жидкости обладают способно-

стью поглощать влагу из потока природного газа. При этом всего не-

сколько из них соответствуют всем критериям пригодности для про-

мышленного

использования. Некоторые из этих критериев:

• Жидкий поглотитель должен обладать высокой гигроскопично-

стью (т. е. сильное сродство к воде).

• Углеводородные компоненты природного газа должны иметь сла-

бую растворимость в растворе поглотителя для умень

шения по-

терь полезного продукта и снижения выбросов углеводородов.

• Поглотитель должен легко регенерироваться до высоких концен-

траций с целью повторного использования, обычно путем нагрева,

при

котором из него удаляется поглощенная вода.

259

• Поглотитель должен иметь очень низкое давление насыщенного

пара для уменьшения потерь раствора через испарение.

• Поглотитель должен обладать высокой термической устойчиво-

стью, в частности в условиях высоких температур в ребойлере.

• Используемые растворы не должны затвердевать в диапазоне

температур, ожидаемых процессе осушки.

• Все жидкости должны быть неагрессивными по отношению к

металлу узлов и агрегатов осушительного обору

дования, особенно

в паровом пространстве ребойлера, выпаренной колонне регенера-

тора и нижней части абсорбера.

• Жидкие поглотители не должны вступать в химические реакции

ни с одним из компонентов природного газа, включая дв

уокись уг-

лерода и соединения серы.

Гликоли. Свойства органических соединений, известных под на-

званием гликолей, приблизительно соответствуют критериям пригодно-

сти для промышленного применения. Гликоли имеют более вы

сокую

температуру кипения, чем у воды, и низкое давление насыщенного пара.

Однако в условиях повышенных температур гликоли разлагаются. Тем-

пература разложения гликолей ограничивает максимальную температу-

ру технологических процессов осушки, особенно в ребойлере. Для

осушки природного газа чаще всего применяют моноэтиленгликоль

(МЭГ), обычно называемый просто этиленгликолем (ЭГ), диэтиленгли-

коль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) и тетраэтиленгликоль (ТРЭГ).

Наиболее широко используемым является ТЭГ. Он имеет ряд пре-

имуществ перед прочими гликолями. ДЭГ несколько дешевле, чем ТЭ

Г,

но из-за более высокого давления насыщенного пара у ДЭГ больше по-

тери. ТЭГ обладает более слабым сродством к воде, поэтому снижение

точки росы при его применении меньше. У ТРЭГ выше стоимость и

больше вязкость, че

м у ТЭГ. Высокая вязкость ведет к увеличению за-

трат на перекачку. С другой стороны, у ТРЭГ ниже давление насыщен-

ного пара и, соответственно, меньше потери.

Описание технологического процесса. Осушка газа жидким по-

глотителем, в сущности, представляет собой двухступенчатый процесс.

На первой ступени происходит поглощение влаги из газа в ступенчатой

колонне. В другой колонне происходит регенерация раствора. За

тем

раствор возвращается в первую колонну для удаления влаги из следую-

щей порции сырого газа. Упрощенная технологическая схема процесса

осушки природного газа гликолем показана на рис. 5.21.

260