Ингибиторы гидратообразования

РАСХОД ИНГИБИТОРОВ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ [c.223]

Дальнейшее развитие НТС шло по пути усложнения установок. В схему сначала включили рекуперационный теплообменник, затем системы впрыска и регенерации ингибитора гидратообразования, далее холодильные машины и систему стабилизации конденсата. Такой же путь развития прошли установки НТС н иа отечественных промыслах. [c.153]

Хорошо адсорбирующиеся масла, гликоли, амины, ингибиторы гидратообразования и коррозии в процессе регенерации образуют смолистые соединения, закупоривающие поры сорбента. Амины разлагаются с образованием аммиака, разрушающего структуру силикагеля. Сероводород и диоксид углерода сорбируются силикагелем, по вытесняются в последующем водой, полностью десорбируясь при регенерации. [c.149]

НЫЙ сепаратор 5, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Газ из сепаратора 5 через теплообменник 2 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза через дроссель 4 поступает в трехфазный сепаратор 6у откуда газ выветривания эжектором возвращается в основной поток. Водный раствор ингибитора, выводимый снизу сепаратора 6, на-правляется на регенерацию, а выветренный конденсат через теплообменник 3 - на стабилизацию на установку стабилизации конденсата (УСК). [c.6]

В нижней части сепаратора 3 имеется встроенный теплообменник (или змеевик), в трубное пространство которого подается водяной пар. Это позволяет поддерживать температуру продукта в нижней части сепаратора выше той, при которой образуется стойкая эмульсия гликоль — углеводороды (при впрыске диэтилен-гликоля эта температура составляет 15—20 °С, при впрыске эти-ленгликоля — около О °С) [10]. В результате создаются условия для более четкого разделения обводненного гликоля от углеводородного конденсата и обеспечивается снижение потерь ингибитора гидратообразования. Углеводородный конденсат, выходящий из сепаратора 3, служит сырьем для производства соответствующей продукции, а обводненный гликоль поступает в регенератор 4, где от него отпаривается вода, после чего дегидратированный до определенного влагосодержания гликоль вновь впрыскивается в поток сырого газа перед теплообменником 2. Ниже приведены основные показатели технологического режима ряда промышленных установок осушки газа, работающих по такой схеме [c.120]

На установках низкотемпературной сепарации газа его температура снижается до минус 25-55 С. Для исключения образования кристаллогидратов и нормальной эксплуатации установок осушки необходимо нагреть газ или подать в него ингибитор гидратообразования. Для этого в поток газа с помощью специальных форсунок подается метанол или 70-80% охлажденный раствор диэтиленгликоля. После сепаратора смесь углеводородного и водного конденсатов поступает на отстаивание. Водный слой регенерируется в десорбере и 70-80%) раствор диэтиленгликоля подается насосом на форсунки для впрыскивания его в исходный газ. [c.86]

На отечественных предприятиях газовой и нефтяной промыщ-ленности в качестве ингибитора гидратообразования используют в основном метанол и гликоли. Метанол имеет высокое давление насыщенных паров, что затрудняет извлечение его из газового потока, усложняет его регенерацию и приводит к большим потерям этого ингибитора. Поэтому метанол применяют в основном в проточных системах — в скважинах, шлейфах и магистральных газопроводах — для разложения образовавшихся гидратных пробок (без последующей его регенерации), так как он обеспечивает значительную депрессию температуры гидратообразования. Кроме того, метанол применяют в процессе низкотемпературной сепарации (НТС) для предупреждения образования гидратов при дросселировании и охлаждении газа с целью выделения из него тяжелых углеводородов и паров воды. Имеется опыт эффективного многократного использования метанола на Мессояхском газоконденсатном месторождении, где потери метанола были сведены к минимуму в результате полной регенерации метанола из водных растворов и высокой степени извлечения метанола из газового потока на установке адсорбционной осушки и очистки газа цеолитами ЫаА (6—8]. В качестве ингибитора широко используют гликоли (ЭГ, ДЭГ и др.), несмотря на то, что стоимость их выше стоимости метанола. Это объясняется низким давлением насыщенных паров гликолей и возможностью полной регенерации их путем удаления воды с помощью простого физического процесса — выпарки ее из водных растворов гликолей. Не исключено, что в перспективе в связи со снижением себестоимости производства метанола и со-верщенствованием техники и технологии адсорбционных методов очистки газа этот ингибитор будет шире использоваться в газовой и нефтяной промышленности. [c.117]

Наличие ингибиторов гидратообразования и других реагентов в нестабильном конденсате ие только осложняет работу УСК, но и приводит к их безвозвратным потерям. Для устранения подобных осложнений в куб АОК можно подавать насыщенный водяной пар, который играет роль теплоносителя и экстрагента. [c.212]

Технологический комплекс оснащают узлами приема—запуска разделителей (шаровых или поршневых), дозаторами для ингибиторов гидратообразования и коррозии, устанавливаемыми в расчетных точках технологической схемы, средствами учета расхода реагента, системами контроля, управления и связи, а также вспомогательными средствами. [c.167]

На рис. 110 показана установка, в которой основной частью холодильного процесса являются турбодетандеры. Производительность установки по отпускаемому потребителям газу составляет около 3,7 млн. мз/сут. Газ на установку поступает под давлением 52 кгс/см при температуре 29,4° С. Пройдя двухступенчатый тeплooб eнник, газ охлаждается до —54° С. В результате последующего расширения в турбодетандере с 51,3 до 18 кгс/см его температура понижается до —92,7° С. В качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол. Охлаждение газа сопровождается конденсацией углеводородов. Основная сепарация этих углеводородов происходит в сепараторе второй ступени при —92,7° С, предварительная — в сепараторе первой ступени при -54° С. [c.189]

Таким образом, с помощью цеолита НаА из природного газа Мессояхского месторождения практически полностью извлекался метанол, который после регенерации многократно использовался на промыслах в качестве ингибитора гидратообразования. Анализ проб цеолита, отобранных из адсорберов установки, показал, что цеолит после 2,5 лет непрерывной эксплуатации сохранил высокие качества. Адсорбционная емкость этого цеолита до проскока паров метанола и воды составляла соответственно 11,7 и 15,8% масс, при глубине очистки газа, соответствующей температуре точки росы минус 56—60 °С [9]. [c.119]

Наличие в системе минеральных солей снижает расход ингибитора гидратообразования. [c.167]

На газоконденсатных месторождениях Азербайджанской ССР, расположенных в море, в зимнее время года температура морской воды снижается до 5—7 °С, в результате чего в шлейфах скважин и в трубопроводах могут происходить интенсивное гидратообразование и закупорка газопроводов, приводящие к авариям и воспламенению газоконденсатной смеси при несвоевременном вводе ингибитора гидратообразования или при недостаточном его количестве. [c.6]

На месторождениях, располагающих сотнями скважин, где кроме коррозии происходит гидратообразование, целесообразна совместная или раздельная централизованная подача в скважины ингибиторов гидратообразования и коррозии. [c.178]

Основная трудность при внедрении процесса - образование гидратов и быстрая закупорка трубопроводов при отсутствии своевременных мер по предотвращению гидратообразования и устранению в газопроводе образовавшихся гидратов. В этих целях широко применяется осушка газа высококонцентрированными сорбентами (до 98%) - триэтиленгликоля (ТЭГА) диэтиленгликоля (ДЭГа) ввод ингибиторов гидратообразования - веществ, способствующих поглощению водяных паров из газа, и перевод их в раствор, в качестве которого используют метиловый спирт (метанол -СН ,ОН) низкой концентрации 20...30%. [c.71]

Как видно из графика влагосодержания природного газа, количество влаги зависит от давления и температуры. При контакте газа с водой повышение температуры или снижение давления увеличивает влажность газа. Понижение температуры прп постоянном давлении уменьшает влажность вследствие конденсации влагн. На этом и основана осушка газа охлажденнег. . Нижний предел температуры охлаждения газа ограничивается условиями гидратообразования. Этот метод используется и установках НТС с впрыском ингибиторов гидратообразования п для предварительного удаления основного количества влаги при иримепеннн других методов осушки. [c.139]

Из гликолей в качестве ингибитора чаще всего применяется диатиленгли-коль (ДЭГ), так как он имеет небольшую упругость паров и сравнительно мало растворим в углеводородном конденсате. Количество гликоля, вводимого в систему, должно обеспечивать объемную долю его раствора в системе, равную 50—85%. Обычно вводится гликоль концентрации 85%. Потери гликоля от растворимости в углеводородах составляют 0,25—0,75 л на 1000 л извлекаемого из газа конденсата и определяются в основном количеством ароматических углеводородов в конденсате. Суммарные потери ДЭГ, включая потери от растворимости, испарения, розлива, утечек из насосов, составляют в среднем 2,5 л на 1000 л конденсата. Эти данные получены в основном на установках низкотемпературной сепарации газа. Благодаря применению ингибиторов гидратообразования эти установки эксплуатируются при температурах сепарации, которые на 10—18 С ниже температуры гидратообразования. [c.223]

На рис. П1.4 приведена принципиальная технологическая схема процесса низкотемпературной конденсации (НТК), предназначенного для выделения из газа тяжелых углеводородов, где в качестве ингибитора гидратообразования используется гликоль. На установках НТК при охлаждении газа одновременно с углеводородами конденсируются и пары воды, т. е. производится очистка и осушка газа с одновременным снижением точки росы по углеводородам и по влаге (НаО). Сырой газ поступает в сепаратор 1, [c.119]

I — газ из скважин II — газ отсепарированный 111 — ингибитор гидратообразования / V — насыщенный раствор ингибитора гидратообразования V — стабилизированный конденсат. [c.263]

Методы осушки, при к-рых происходит конденсация влаги, основаны на уменьшении равновесной влажности газа при снижении его т-ры. Одна из возможных схем установки приведена на рис. 2. Прир. газ из скважины поступает в сепаратор 1, где происходит выделение конденсата (углеводородов) и влаги, увлеченной из пласта. Затем газ подается в теплообменник, в к-ром охлаждается обратным потоком холодного осушенного газа. В целях предотвращения отложений на стенках аппаратов н трубопроводов твердых газовых гидратов в теплообменнике газ смешивается с ингибитором гидратообразования-80%-ным водным р-ром этиленгликоля или конц. метанола. На выходе из теплообменника газ дросселируется, охлаждаясь при этом, и поступает в сепаратор 3, где отделяются влага, до- [c.461]

Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном [c.164]

Для обеспечения надежности работы низкотемпературных теплообменников в случае отсутствия в схеме установок НТК блока предварительной осушки газа в поток газа подается ингибитор гидратообразования. Температура застывания ингибитора в жидкой фазе должна быть на несколько градусов ниже температуры кипения хладоагента. [c.177]

На рис. 73 представлены возможные в этом случае схемы. Наиболее целесообразной, на первый взгляд, кажется схема с процессом Ректизол . Продукция месторождения со скважин поступает в блок разделения фаз, где разделяется на газ, газовый конденсат и водную фазу. Далее газ поступает в установку низкотемпературной сепарации (конденсации) с искусственным. солодом, где охлаждается до температуры, обеспечивающей 100%-ное извлечеиие С5+. В качестве ингибитора гидратообразования используется метанол, который можно после отработки регенерировать совместно с насыщенным метанолом сероочистки. ле установки НТС газ, освобожденный от воды, газового та и частично сернистых компонентов, при той же тем- ч давлении поступает в установку сероочистки. В про-"изол газ освобождается от всех кислых компонеп- пики и остатков воды и поступает иа дальнейшее % 1я выделения гелия. В энергетическом отношении [c.230]

СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ [c.74]

Ввод в разработку в середине 50-х годов газоконденсатных месторождений усложнил подготовку газа к транспортиропа-нню. Теперь требовалось извлекать из газа и жидкл е углеводороды — газовый конденсат. Был разработан процесс низкотемпературной сеиарации газа — процесс однократной конденсации ири температурах —10- —15°С с иснользовачием ингибиторов гидратообразования. [c.7]

При промьшшенных испытаниях на. установках комплексной подготовки газа Оренбургского газоконденсатного месторождения ингибитор И-25.-Д применяли в виде метанольного раствора как комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (КИГИК) по трем технологическим режимам. В скважины и газопроводы перед теплообменниками газ-газ постоянно подавали 0,5%-ный раствор ингибитора Ь метаноле в количестве 0,3 и 2 л на 1000 м газа. [c.158]

Масла, соли, ингибиторы гидратообразования и коррозии, механические примеси загрязняют адсорбент и треэуют специальных мероприятий для предотвращения их нонадания в слой адсорбента. Для осушки газов, содержащих кислые компоненты, наиболее надежен цеолит. [c.151]

Рассмотрим кратко показатели работы некоторых промышленных установок переработки природных газов с применением холода. Установка, схема которой показана иа рис. 109, предназначена для извлечений из газа 52% этана (от потенциала). Ее производительность по газу 14,2 млн. м сут. Газ поступает на установку под давлением 59,8 кгс/см с температурой 23,9° С. Извлечение пропана на этой установке достигает 99%. Пропан применяется для охлаждения газа до —40° С перед его подачей в абсорберы. В качестве ингибитора гидратообразования используется гликоль. Для улавливания паров и капель абсорбента, уносимого с газом из абсорберов, применяется система масляная губка . Скорость циркуляции регенерированного абсорбента 6850 л/мин. Давление в абсорберах и парциальном стабилизаторе насыщенного абсорбента равно давлению газа на входе в установку, т. е. 59,8 кгс/см . Реабсорбер 10 и демета- [c.188]

В настоящее время для абсорбционной осушки применяются в основном диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгли-коль (ТЭГ) реже, при осушке впрыском в теплообменники в качестве ингибитора гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ) (табл. 5 и 6). Ряд производных ди- и триэти-ленгликоля или побочные продукты, получаемые при их производстве (этилкарбитол, тетраэтиленгликоль, пропиленгликоль и др.), хотя и обладают высокой гигроскопичностью, широкого применения в качестве осушающих агентов не нашли [3]. [c.78]

Фильтрование применяется для очистки газа от капельной жидкости. На рис. ХУ1-4 показан сетчатый газосепаратор, используемый для отделения капельной жидкости (конденсат, ингибитор гидратообразования, вода) от природного газа на промысловых установках подготовки его к транспорту. Исходный газ поступает сначала на сетчатый коагулятор 2, где происходит укрупнение мелких капель и частичное их отделение, а затем проходит через сетчатый отбойник (демистер) 3 для окончательной очистки его от имеющейся в потоке капельной жидкости. [c.435]

На рис. П1.3 показана технологическая схема адсорбционной установки промысловой подготовки газа Мессояхского месторождения, где в качестве ингибитора гидратообразования использовался метанол [8]. Ввод метанола в затрубное пространство скважин обеспечивал безупречную эксплуатацию всех систем добычи, сбора и транспортирования газа до головных сооружений магистрального газопровода Мессояха — Норильск, где размещалась указанная установка. Согласно схеме, газ вместе с метанолом поступает в сепараторы 1, 2 и 3, где от него отделяется водный раствор метанола, который отводится из сепараторов в резервуар с целью последующей регенерации метанола из водного раствора (на схеме не показано).,Из сепараторов 1, 2 п 3 газ направляется в два параллельно работающих адсорбера 4 и 5 (или б и 7) и проходит через слой адсорбента сверху вниз, при этом из него извлекаются пары воды и метанола. Одновременно часть сырого газа, выходящего из сепараторов 1, 2 3, поступает в печи 8 п 9 (или 8, 9, 10 и 11), нагревается в них и с температурой 300 °С подается в нижнюю часть двух других адсорберов, находящихся на стадии регенерации цеолита. [c.118]

Ингибиторной защитой на ОНГКМ охвачены все объекты добычи, подготовки и транспорта газа, а также системы очистки сточных вод и подземные емкости хранения конденсата. Ингибирование подземного оборудования скважин производят периодически через насосно-компрессорные трубы и постоянной или периодической (в зависимости от концентрации скважин) подачей ингибитора через затрубное пространство. Во все скважины постоянно подают комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (0,15-6,3%-й раствор в метаноле) в количестве 40-60 л/ч по метанолопроводу из насосной УКПГ, Периодическое ингибирование скважин производят один раз в год высококонцентрированным ингибиторным раствором, а ингибирование аппаратов УКПГ — согласно графику (один раз в три месяца). Защиту шлейфов скважин и блоков входных ниток осуществляют ингибитором, который находится в выносимом из скважин газоконденсатном потоке [147]. Отсутствие изменений коррозионно-механических свойств металла катушек, периодически вырезаемых из этих трубопроводов, свидетельствует об их эффективной ингибиторной защите. [c.230]

Рассмотрим технологическую схему НТС и стабилизации конденсата на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения. Газ, выходящий из скважин, предварительно обрабатывают на промысловых установках комплексной подготовки газа (УКПГ) и окончательно — до товарных кондиций — на ГПЗ. УКПГ удалены от ГПЗ на 30—60 км. На УКПГ применен метод низкотемпературной конденсации газа с впрыском ингибитора гидратообразования, снижающим относительную влажность отсепарированного газа до 50—60% это предотвращает появление на промысловых газопроводах сероводородной коррозии. Технологическая схема установки НТС показана на рис. П1.89. [c.259]

Точка пересечения кривой 5 с кривой 4 показывает область возможного образования гидратов. Однако пересечение указанных кривых является только достаточным условием. Для образования гидратов необходимо присутствие в газопроводе свободной воды, которая может выпадать из недостаточно осушенного газа при, его охлаждении. Таким образом, при транспорте нефтяного газа с предварительным компримированием до 1 МПа осложнения, связанные с гидратообразованием, возможны только в весенний период. Для предотвращения гидратообразований необходимо 01 ушать газ или инжектировать в газопровод ингибиторы гидратообразования. [c.33]

Компоненты природных газов различаются также другими свойствами. Так, вода является полярным веществом. К слабо полярным веществам относится сероводород. (Вводимые в скважины и шлейфы метанол и гликоли также относятся к полярным веществам.) Углеводородные компоненты природного газа, а также азот и диоксид углерода относятся к неполярным веществам. Полярность компонецтов природных газов используется при выборе абсорбентов для обработки газа и ингибиторов гидратообразования. [c.24]

Другие сернистые соединения ( OS, S2,. R—SH, R—S—R, R—S2—R и т. д.), не оказывая заметного влияния на температуру гидратообразования, влагоемкость, коэффициент сжимаемости и коррозионность газа, существенно влияют на качество ингибиторов гидратообразования, абсорбентов и на процессих регенерации. [c.32]

С повышением температуры абсорбции снижается растворимость углеводородов в аминовых растворах, следовательно, увеличивается их избирательность по отношению к кислым компонентам. Однако повышение температуры приводит к увеличению влагонасыщенности обработанного газа. Вследствие этого увеличиваются эксплуатационные расходы на дальнейшую подготовку газа (повышается количество подаваемого в систему ингибитора гидратообразования или осушителя, возрастает металло- и энергоемкость блока регенерации, расход тепла на охлаждение газа и т. д.). Кроме того, с повышением темпера- [c.40]

Установки НТС включают в себя сеЬараторы, разделители и рекуперативные теплообменники. Газ со скважин поступает в сепаратор I ступени (рис. 6.1), где от него отделяются механические примеси и капельная жидкость. Последняя представляет собой смесь жидких углеводородов, воды и ингибитора гидратообразования. Отсепарированный газ поступает в рекуперативный теплообменник Т-1, где охлаждается газом, отводимым с верха сепаратора второй ступени С-2. Затем газ через дроссельное устройство поступает в сепаратор И ступени. [c.162]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология