Выбор материала для оборудования КПК
Выбор материала производится в соответствии с требованиями к материалам для работы в сернистых и низкотемпературных условиях. Для обеспечения надежной эксплуатации оборудования спецификации материалов должны соответствовать условиям эксплуатации или категориям службы.
При определении условий эксплуатации используются три категории службы:
· условия службы в сернистой среде. Жидкость, содержащая высокий уровень H2S, возможно СО2 и водную фазу. Это эквивалентно условиям сернистой службы, определенным в NACE MR0175-97;
· служба в условиях сухого H2S. Жидкость может содержать высокий уровень H2S, водная фаза отсутствует;
· служба в несернистых условиях. Жидкость содержит ничтожный уровень H2S, возможно присутствие СО2 и водной фазы.
Для материалов, эксплуатирующихся в сернистой среде, непременным условием является соответствие требованиям NACE MR0175-97.
Максимальная рабочая и минимальная расчетная температуры используются для дальнейшего определения выбора конструкционных материалов. В качестве минимальной расчетной температуры принимается температура -46°С, за исключением когда условия продувки могут обусловить дальнейшее понижение этой минимальной температуры.
Выбор материалов производится по следующим принципам:
· низкотемпературная углеродистая сталь (НТУС) - при работе до -46°С;
· аустенитная нержавеющая сталь, типы 316L/304L - для более низких температур и более жестких коррозионных условий, если только по условиям коррозии не потребуются более высоколегированные стали.
Коррозионностойкие материалы для влажного высокосернистого газа должны иметь более высокое содержание никеля, чем материалы для влажного газа, не содержащего сероводорода, поскольку аустенитная нержавеющая сталь 316L и нержавеющие стали, выплавленные дуплекс-процессом, непригодны для работы с высокосернистым газом.
Рекомендуется проведение ряда испытаний в среде, имитирующей среду месторождения Карачаганак, для оценки сопротивляемости сульфидному растрескиванию под напряжением выбранной углеродистой стали.
Выбор химического ингибирования для объектов пподготовки и переработки продукции.
Одним из обоснований выбора химического ингибирования агрессивности рабочих сред установок подготовки и переработки является максимальное использование углеродистой стали.
В этом случае применяемый ингибитор не должен оказать влияние в какой-либо технологический процесс, предпринимаемый для добычи нефти и газа. Для любого выбранного ингибитора должен быть найден компромисс между его возможностью защищать от коррозии и любым его возможным вмешательством в операции процесса.
Применение углеродистой стали сильно зависит от использования эффективных коррозионных ингибиторов. Коррозионный ингибитор с эффективностью 95% и выше усилит сопротивляемость этих сортов стали коррозии, делая их более надежной альтернативой по сравнению с коррозионностойкими сплавами.
Лабораторный отбор ингибиторов коррозии
Отделом коррозии и материалов компании "Аджип" и Британской научно-исследовательской и технической лабораторией "Бритиш Газ" были проведены отборочные испытания ингибиторов коррозии и парафиновых ингибиторов, предоставленных известными фирмами-изготовителями.
Программа исследований включала в себя испытания на растворимость, совместимость, проведение антикоррозионной защиты при условиях, имитирующих промысловые.
Рекомендуется проведение испытаний выбранных ингибиторов в промысловых условиях с целью изучения совместимости с технологическими процессами и оценки эффективности защиты, поэтому выбор ингибиторов по результатам лабораторных исследований можно рассматривать лишь как предварительный.
Результаты опытно-промышленных испытаний ингибиторов
Согласно программе мониторинга коррозии в 1999 году проводились полевые испытания ингибитора коррозии марки ЕС1316А фирмы Налко-Ексон на объектах УКПГ-3. Сравнительный анализ проводился с ингибитором, применяемым в настоящее время. Ингибиторы подавались на разные технологические линии и совместно.
Предворительный анализ результатов замеров скорости коррозии прибором СК-3 показывает понижение скорости коррозии почти в 2 раза для исследуемого ингибитора на объектах сепарации I ступени и некоторое увеличение - на объектах II ступени сепарации. Замеры скоростей коррозии и питтингообразования прибором Корратером RCS 9000 показывают сходимость результатов для сравниваемых ингибиторов.
Данных по испытаниям недостаточно для определения сравнительной
эффективности ингибиторов
2.1.2 Общая характеристика газогидратов
Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи.
Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определенный состав, но это - соединения молекулярного типа, возникающие за счет вандерваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку при их образовании не происходит спаривание валентных электронов и пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле.
Гидраты газов достаточно широко распространены, имеют шесть различных форм в зависимости от молекулярной характеристики и структурных форм внутренних ячеек:
1) молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными полостями - проходами;
2) канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы - клатратообразователи образуют кристаллическую решетку с трубчатыми полостями;
) слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул, образующие клатраты, и молекул - включения;
) комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость или углубление, в котором располагается молекула - включение;
) линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата, имеющие трубкообразную форму;
) клатараты, образуемые в тех случаях, когда полимерные молекулы - включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим.
Гидраты газов и легколетучих жидкостей относятся именно к этим клатратам. Химической связи не существует между молекулами воды, образующими структурную решетку гидратов, и включенными молекулами газа. Молекулы воды при образовании гидрата и сооружении полостей как бы раздвигаются молекулами газа, заключенными в эти полости, удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26 - 1,32 см3/г (удельный объем воды в состоянии льда - 1,09 см3/г).
Элементарная ячейка гидрата газа состоит из определенного числа молекул воды и газа. Соотношение воды и газа зависит от размера молекул газа - гидратообразователя. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.
Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов, это наличие газов и их состав, фазовое состояние и состав воды, температура и давление.
Состав газа определяет условия образования гидратов - чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре.
Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений представляют собой большей частью смесь предельных углеводородов.
В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной компонент - метан, содержание которого достигает 98 - 99%. Наряду с метаном в природные газы входят и более тяжелые углеводороды, содержание которых в чисто газовых незначительно; эти газы относятся к категории «сухих». Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан - бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми углеводородами.
Влагосодержание газов. Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ - вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозировании места образования и интенсивности накопления газогидратов в различных частях технологической системы добычи и транспорта газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.
Современные представления о генезисе углеводородов на нашей планете позволяют утверждать, что залежи природного газа и нефти сформировались в водонасыщенности пластах при вытеснении воды из пористых пластов - коллекторов. Генерируемые газы или нефть в земной коре постоянно контактирует с поровой водой и насыщаются ее парами. Содержание их определяется составом газа, минерализацией воды, давлением, температурой и параметрами пористой среды пласта.
Растворимость воды в жидких углеводородах. Сжиженные углеводороды вплоть до бутана в присутствие воды также дают гидраты, которые нарушают технологию их перекачки и переработки. Количество воды, растворенной в жидких углеводородах, зависит от давления, температуры и их молярного состава.
Растворимость газов в воде. Экспериментально доказано, что в объеме воды при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Растворенный в воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата.
Природные газы довольно активно растворяются в воде даже при низких давлениях. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газа в воде снижается. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа в воде. Присутствующий в воде азот, водород и гелий снижают растворимость газов в воде.
При добыче, транспортировании, обработке газа изменяются давление и температура в технологической системе, минерализация воды, с которой газ контактирует в залежи и, как следствие, -- влагосодержание газа во времени. Температура пласта при разработке месторождения остается практически постоянной, а пластовое давление снижается, при этом влагосодержание газа в пластовых условиях возрастает. Часть воды испаряется и призабойная зона в большинстве режимов осушается, что приводит к возрастанию ее проницаемости. Продвижение газового потока от забоя к устью обычно сопровождается значительным понижением температуры и конденсацией избыточной влаги из газового потока. Конденсационная влага отделяется на установках сепарации и осушки газа с понижением точки росы по воде ниже минимальной рабочей температуры в системе транспорта.
Во время всего периода разработки газовых и газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме (pпл = const) все параметры газа (а следовательно, и его влажность) постоянны.
Влагосодержание газа у устья, в сепараторах, в газосборном коллекторе и в магистральных газопроводах постоянно, определяется заданным режимом каждого звена системы обустройства.
Влагосодержание природных газов при движении по газопроводам зависит от изменения давления и температуры.
Гидратообразование - это процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего - образование гидратов.
Гидраты представляют собой белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул воды.
При редуцировании давления газа происходит снижение его температуры, что приводит к возникновению и отложению твердых кристаллогидратов на поверхности клапана и седла регуляторов давления, вследствие чего они перестают работать, что может повлечь за собой полную остановку всей ГРС.
В качестве способов борьбы с образованием кристаллогидратов применяют следующие методы:
· общий или частичный подогрев газа;
· локальный подогрев корпуса регуляторов;
· ввод метанола в газопровод.
Все перечисленные методы имеют как свои достоинства, так и недостатки. Разберем их по отдельности.
Общий или частичный подогрев природного газа на ГРС и КС осуществляется с помощью промышленных подогревателей. Данный способ, несомненно, является наиболее удобным, так как позволяет постоянно поддерживать необходимую температуру газа для полноценного функционирования технологических схем ГРС.
Конструктивно подогреватели могут быть с прямым и непрямым (с помощью промежуточного теплоносителя) нагревом, и оснащены различными комплектами автоматики и вспомогательными устройствами.
Стоимость подогревателей колеблется в диапазоне от 1500 тыс. руб. до 3000 тыс. руб. и выше в зависимости от теплопроизводительности, пропускной способности и комплектации. Данный способ наиболее распространен, но требует значительных финансовых вложений.
Локальный подогрев регуляторов осуществляют путем обматывания корпуса электрическим ленточным обогревателем. Стоимость саморегулирующей нагревательной ленты колеблется в диапазоне от 500 до 1000 руб. за метр. При своей относительной экономической выгоде, данный способ требует наличия стороннего источника электроэнергии.
Ввод метанола в газопровод осуществляется путем установки системы впрыска. Стоимость данной установки составляет 200 - 250 тыс. руб. плюс затраты на приобретение расходного материала - метанола.
Кроме того нужно учесть, что метанол является очень сильным ядом, имеющим кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться в организме. Даже незначительная концентрация метанола в воздухе может привести к очень сильному отравлению. Поэтому для обслуживающего персонала метанольной установки потребуются дополнительные средства защиты, а соответственно и дополнительные затраты.
Кроме вышеперечисленных способов, для предотвращения гидратообразования могут применять и другие: обогрев помещений, где расположен узел редуцирования, до необходимой температуры, установка на регулятор подогревающей водяной рубашки и т.д.
Все эти способы требуют либо значительных капиталовложений, либо посторонних источников энергии. Кроме того, установка дополнительного оборудования влечет за собой повышение трудозатрат по его обслуживанию.
Одной из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор» стал регулятор давления газа РДУ-Т с теплогенератором, сконструированный специально для предотвращения гидратообразования. Применение регулятора в технологических схемах ГРС, где возможно отключение либо отказ от использования подогревателей газа, несет значительный экономический эффект. Несомненным плюсом РДУ-Т является то, что теплогенератор работает без посторонних источников энергии - за счет собственной кинетической энергии газового потока.