Анализ методов абсорбционной осушки газа и предотвращения образования гидратов в газопроводах

Наша страна, обладая огромными запасами углеводородного сырья, имеет развитую газовую промышленность, играющую стратегическую роль в экономике. Однако при эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений возникает серьёзное затруднение — процесс гидратообразования, который является значительным препятствием для эффективной и безаварийной транспортировки газа по трубопроводам. Основным методом борьбы с этим явлением является осушка газа, препятствующая образованию жидких конденсатов. Цель данного реферата — провести системный анализ технологии абсорбционной осушки, как ключевого метода контроля, и детально рассмотреть её роль в предотвращении формирования гидратов. Методологической базой для работы послужили научные труды, посвященные процессам подготовки и транспортировки природного газа.

Природа и условия формирования гидратов в газотранспортных системах

Газовые гидраты представляют собой кристаллические клатратные соединения, внешне напоминающие спрессованный снег или лед, которые образуются из воды и молекул природного газа при определенных термодинамических условиях. Их формирование является сложным физико-химическим процессом, для запуска которого необходимо наличие трех ключевых факторов:

• Высокое давление: Повышенное давление в магистральном газопроводе способствует сближению молекул газа и воды, создавая условия для их кристаллизации в гидратную структуру.
• Низкая температура: Температура газа должна опуститься до или ниже так называемой «температуры гидратообразования» для данного давления и состава газа.
• Наличие свободной воды: Присутствие капельной влаги в потоке газа является обязательным условием, так как именно молекулы воды формируют каркас, захватывая молекулы углеводородов.

Важно отметить, что локальное охлаждение газа может происходить даже при положительной температуре окружающей среды. Например, на газораспределительных станциях (ГРС) или в местах резкого расширения трубы происходит резкое падение давления, которое вызывает эффект Джоуля-Томпсона — существенное понижение температуры газа. Это локальное охлаждение может привести к конденсации паров воды и последующему образованию гидратов.

Последствия формирования гидратных пробок могут быть крайне разрушительными. Они не только уменьшают эффективное сечение труб и снижают пропускную способность газопроводов, но и усиливают коррозию оборудования. В конечном счете, скопление гидратов может привести к полной закупорке трубопровода и возникновению серьезных аварийных ситуаций, что ставит под угрозу надежность всей газотранспортной системы.

Абсорбционная осушка как фундаментальный метод контроля гидратообразования

Для предотвращения образования гидратов необходимо исключить одно из трех ключевых условий их формирования. Поскольку управлять давлением и температурой в протяженных магистральных газопроводах крайне сложно, наиболее эффективным решением является удаление свободной воды из газа. Именно на этом принципе основан метод абсорбционной осушки — процесс поглощения влаги из газового потока с помощью жидких поглотителей (абсорбентов).

Главная цель процесса осушки — понизить точку росы газа. Точка росы — это температура, при которой содержащиеся в газе водяные пары начинают конденсироваться в жидкую фазу. Технология абсорбции позволяет снизить точку росы газа до значений, которые значительно ниже минимально возможных температур на любом участке газопровода. Таким образом, физически исключается сама возможность конденсации влаги, а значит, и формирования гидратов.

В отличие от адсорбционного метода, где используются твердые поглотители, в абсорбции применяются жидкие реагенты. Это определяет одно из ключевых преимуществ абсорбционных установок — относительно низкие эксплуатационные расходы и простота непрерывной регенерации поглотителя, что делает этот метод экономически привлекательным для обработки больших объемов газа.

Технологическая схема и принцип работы установки абсорбционной осушки

Процесс абсорбционной осушки представляет собой замкнутый технологический цикл, состоящий из двух основных стадий: непосредственно абсорбции (поглощения влаги) и десорбции (регенерации абсорбента).

1. Стадия абсорбции. Этот этап протекает в специальном аппарате — колонне-абсорбере. Влажный природный газ подается в нижнюю часть колонны и движется вверх. Навстречу ему, сверху вниз, по специальным контактным устройствам (тарелкам или насадке) стекает охлажденный, регенерированный абсорбент, который называют «бедным» или «тощим». За счет противотока создается максимальная площадь контакта между газом и жидкостью. В ходе этого массообменного процесса влага из газа переходит в абсорбент. Осушенный газ выходит из верхней части колонны, а насыщенный влагой абсорбент («богатый») собирается в нижней части.
2. Стадия регенерации (десорбции). «Богатый» абсорбент, насыщенный водой, направляется во вторую колонну — десорбер (или стриппинг-колонну). Здесь он нагревается до температуры, превышающей температуру кипения воды, но ниже температуры кипения самого абсорбента. В результате интенсивного нагрева поглощенная вода выпаривается из абсорбента и отводится из системы. Регенерированный «бедный» абсорбент затем охлаждается в теплообменниках и с помощью насоса вновь подается на орошение в верхнюю часть колонны-абсорбера, замыкая технологический цикл.

Таким образом, процесс абсорбционной осушки, включающий контакт газа с абсорбентом в колонне-абсорбере и последующую регенерацию абсорбента в колонне-десорбере, обеспечивает непрерывное и эффективное удаление влаги из газового потока.

Сравнительный анализ ключевых абсорбентов: диэтиленгликоля и триэтиленгликоля

Эффективность всего процесса абсорбции напрямую зависит от свойств используемого поглотителя. В мировой промышленной практике наибольшее распространение получили высокомолекулярные спирты — гликоли, в частности диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Выбор между ними определяется требуемой глубиной осушки и экономическими соображениями.

Сравнение ДЭГ и ТЭГ проводится по нескольким ключевым параметрам:

• Гигроскопичность: Способность вещества поглощать влагу. У ТЭГ этот показатель выше, что позволяет достигать более низкой точки росы.
• Температура кипения и термическая стабильность: ТЭГ имеет более высокую температуру кипения и разложения. Это позволяет проводить его регенерацию при более высоких температурах, эффективнее удаляя воду и достигая более высокой концентрации регенерированного раствора.
• Вязкость: Вязкость ДЭГ ниже, что несколько упрощает его перекачку, особенно при низких температурах.
• Потери в процессе: За счет более низкого давления паров, потери ТЭГ при регенерации и в контакте с газом значительно меньше, чем у ДЭГ, что снижает эксплуатационные расходы на подпитку системы.

Несмотря на то что ТЭГ является более дорогостоящим реагентом, его превосходные физико-химические свойства делают его предпочтительным выбором для глубокой осушки газа, необходимой для магистральных газопроводов, работающих в суровых климатических условиях. В то же время, к недостаткам самого метода можно отнести тот факт, что для максимальной эффективности процесса иногда требуется предварительный подогрев газа до температуры выше 40°C.

Обзор альтернативных и сопутствующих технологий предотвращения гидратов

Хотя абсорбционная осушка является основным методом, существуют и другие технологии для борьбы с гидратообразованием, которые применяются в зависимости от конкретных условий и задач.

Одним из таких методов является ингибирование. Его суть заключается не в удалении воды, а во вводе в газовый поток специальных веществ — ингибиторов, которые изменяют термодинамические условия и сдвигают точку образования гидратов в область более низких температур и высоких давлений. Наиболее распространенным ингибитором является метанол. Применение метанола высокоэффективно для локальной обработки, например, на скважинах или коротких шлейфах, но его экономическая целесообразность для защиты протяженных магистральных газопроводов с большими объемами газа весьма ограничена из-за высокого расхода и потерь.

Другой фундаментальный метод — адсорбционная осушка. Он основан на использовании твердых поглотителей (адсорбентов) с пористой структурой. К таким веществам относятся силикагели, оксид алюминия и, в особенности, синтетические цеолиты. Цеолиты способны обеспечивать очень глубокую осушку газа, достигая точки росы до минус 70-100°C. Этот метод незаменим в специфических технологических процессах, например, при подготовке газа для сжижения (СПГ), где требуется практически полное удаление влаги. Однако установки адсорбции, как правило, сложнее в эксплуатации и требуют периодической остановки аппаратов на регенерацию.

Таким образом, критически важной проблемой для газовой отрасли остается образование гидратов. Проведенный анализ показывает, что абсорбционный метод осушки с использованием гликолей, в частности ТЭГ, является технологически зрелым, экономически обоснованным и наиболее распространенным решением для подготовки природного газа к дальней транспортировке. Для обеспечения наиболее устойчивой и качественной работы процесса необходимо точное соблюдение технологического режима, включая температуру и концентрацию абсорбента. Выбор между ДЭГ и ТЭГ, а также строгое управление процессом регенерации являются ключевыми факторами, определяющими итоговую эффективность. В конечном счете, постоянное совершенствование технологии глубокой осушки природного газа остается важной и актуальной научно-технической проблемой, решение которой напрямую влияет на повышение надежности и производительности всей газотранспортной инфраструктуры.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Волков, М. М. Справочник работника газовой промышленности / М. М. Волков, А. Л. Михеев, К. А. Конев. – 2-е изд. перераб. и доп. – М. : Недра, 1989. – 286 с.
2. Бекиров Т.М, Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата Справочное пособие. — М.: ОАО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 316 с.
3. Бисенов К.А., Боканова Г.Б. Научно-техническое развитие нефтегазового комплекса. Доклады Вторых международных научных Надировских чтений. – Кызылорда: КГУ, 2004. с. 436-438.
4. Гликолевая осушка//Инжиниринговая компания «ГазСёрф». Официальный сайт. – [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://gazsurf.com/ru/oborudovanie/item/glikolevaya-osushka (дата обращения: 30.08.2016).
5. Дегтярев, Б. В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах / Б. В. Дегтярев, Э. Б. Бухгалтер. – М. : Недра, 1976. – 198 с.
6. Дмитриев Д.А., Плаксенко А.Н. Геология и геохимия нефти и газа: Учебно-методическое пособие. — Воронеж: Изд-во ВГУ, 2005. — 31 с.
7. Жариков. Основы физической геохимии: Учебное пособие. – [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://geo.web.ru/db/msg.html?mid=1180354 (дата обращения: 30.08.2016).
8. Жданова Н. В. Осушка углеводородных газов. / Жданова Н. В., Халиф А. П. — М.: Химия, 1984. — 192 с.
9. Истомин, В. А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / В. А. Истомин, В. Г. Квон. – М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 507 с.
10. ГОСТ 10136-77. Диэтиленгликоль. Технические условия. – [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://standartgost.ru/g/%D0%93%D0%9E%D0%A1%D0%A2_10136-77 (дата обращения: 30.08.2016).
11. Лапидус А. Л. Газохимия. Часть I. Первичная переработка углеводородных газов. / Лапидус А. Л., Голубева И. А., Жагфаров Ф. Г. — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Учебное пособие. 2004. — 242 с.
12. Макогон, Ю. Ф. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа / Ю. Ф. Макагон, Г. А. Саркисьянц. – М. : Недра, 1966. – 187 с.
13. Методы осушки газа//Gas Technology. Отраслевой аналитический журнал. – [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.gas-technology.ru/metody-osushki-gaza (дата обращения: 30.08.2016).
14. Мурин В.И., Кисленко Н.Н. и др. (ред.) Технология переработки природного газа и конденсата. Часть 1 Справочник: В 2-х ч. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 517 с.: ил.
15. Нечваль, А. М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов / А. М. Нечваль. – М. : Недра, 2001. – 169 с.
16. Петров, С. В. Борьба с гидратообразованием при магистральном транспорте природного газа. Лабораторные и практические работы [Текст] : метод. указания / С. В. Петров, В. Л. Онацкий, И. С. Леонов. – Ухта : УГТУ, 2014. – 24 с.
17. Скобло А.Н. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. – Уч.пос. для вузов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – с. 189-193.
18. СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы». – М. : ОАО «ВНИИСТ», 2012. – 90 с.
19. СТО Газпром 089-2010. – [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://ch4gaz.ru/sto-gazprom-2010 (дата обращения: 30.08.2016).
20. ТУ 2422-075-05766801-2006. Триэтиленгликоль технический. Технические условия. – [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://regionhim.ru/teh_info/194-trietilen_glycol.html (дата обращения: 30.08.2016).
21. Michal Netušil and Pavel Ditl. Natural Gas Dehydration . – [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://dx.doi.org/10.5772/45802 (дата обращения: 30.08.2016).