Мероприятия по предупреждению образования гидратов и их разрушению

 

Для предупреждения гидратообразования могут применяться следующие способы.

n Подогрев газа выше температуры гидратообразования. Этот способ применяется на газовых промыслах и на ГРС для предупреждения обмерзания трубопроводной арматуры. Подогревать газ на линейной части газопровода практически невозможно и экономически нецелесообразно.

n Снижение давления газа ниже давления равновесного состояния гидратов. Этот метод может применяться в качестве аварийного при закупорке газопровода гидратной пробкой. Для этого аварийный участок отсекается линейными кранами, после чего производится выпуск газа в атмосферу через продувочные свечи. Давление снижается до тех пор, пока равновесная температура гидратообразования не станет ниже температуры газа и гидратная пробка не разрушится. Данный способ применяется крайне редко как вынужденная мера, поскольку приводит к значительным потерям газа и наносит ущерб окружающей среде.

n Осушка газа твердыми и жидкими поглотителями на стадии подготовки газа к транспорту. Качественная осушка газа является наиболее радикальным методом предупреждения гидратообразования в газопроводах.

n Ввод ингибиторов гидратообразования в поток транспортируемого газа. Ингибиторы, введенные в поток газа, частично поглощают водяной пар и переводят их в раствор, не образующий гидратов, или же образующий их при более низких температурах. В качестве ингибиторов гидратообразования применяется метиловый спирт (метанол CH₃OH), а также растворы диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).Наиболее широко используемым летучим ингибитором является метанол.

Согласно нормам технологического проектирования удельный расход метанола для предупреждения процесса гидратообразования определяется из уравнения материального баланса [12]

 

, (2.139)

где q_M – удельный расход метанола, г/м³;

W₁, W₂ – влагосодержание газа соответственно в точках ввода и вывода ингибитора (начале и конце линейного участка), г/м³;

С₁, С₂ – массовая концентрация вводимого и выводимого ингибитора;

a – коэффициент, определяющий отношение массового содержания метанола в газовой фазе к массовой концентрации метанола в водном растворе, контактирующем с газом;

b – коэффициент растворимости метанола в углеводородном конденсате;

q_K – углеводородный конденсатный фактор.

 

Значения влагосодержания W₁ и W₂ определяются по формуле (2.136) при известных значениях давления и температуры.

Конечная концентрация метанола зависит от разности температуры равновесного состояния гидратов и температуры газа в точке вывода метанола, то есть DT = T_РГ – T₂ и определяется из выражения

. (2.140)

 

 

Значение коэффициента a зависит от давления P₂ и температуры T₂ в точке вывода метанола и может быть найдена по формуле

 

. (2.141)

 

Коэффициент b зависит от состава газа, обводненности раствора метанола, давления и температуры газа. На практике величина b находится в интервале 0,01¼0,05. При высоком (90% и более) содержании метана значение q_K мало, поэтому третьим слагаемым уравнения (2.139) можно пренебречь.

Расчет удельного расхода метанола согласно отраслевым нормам предусматривает величину W₁ равную влагосодержанию насыщенного газа. При этом удельный расход метанола q_M гарантирует предотвращение образования газовых гидратов в газопроводе при любых значениях начального влагосодержания.

 

3. Защита трубопроводов от коррозии

 

3.1. Классификация коррозионных разрушений

 

Коррозией металлов называется разрушение или изменение его свойств, вызванное химическими или электрохимическими процессами при взаимодействии с окружающей средой. По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают два основных вида коррозии: химическую и электрохимическую [15].

Химическая коррозия относится к случаям изменения свойств металла в результате химических реакций без возникновения и протекания электрического тока. К этому виду коррозии относятся газовая коррозия и коррозия в неэлектролитах.

§ Газовая коррозия происходит в результате взаимодействия металла с сильно разогретым газом при полном отсутствии влаги (например, коррозия лопаток газовых турбин, образование окалины при термической обработке металла и т. п.).

§ Коррозия в неэлектролитах – разрушение металла в жидких или газообразных неэлектропроводных средах (коррозия при взаимодействии с нефтепродуктами, содержащими серу).

Электрохимическая коррозия – это окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием и протеканием электрического тока. При этом на различных участках поверхности металла возникают анодные и катодные участки. Коррозионные разрушения образуются только на анодных участках.

К электрохимическим коррозионным процессам относятся:

§ коррозия в электролитах (жидкостях, проводящих электрический ток: речная и морская вода, растворы солей, кислот и щелочей);

§ почвенная коррозия – разрушение металла под воздействием почвенного электролита;

§ электрокоррозия – коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающий токов;

§ контактная коррозия – коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух и более металлов, имеющих разный электрохимический потенциал;

§ атмосферная коррозия – разрушение металла в среде атмосферного воздуха или любого другого влажного газа;

§ биокоррозия – коррозия, жизнедеятельностью микроорганизмов, которые выделяют вещества, ускоряющие коррозионные процессы.

Процесс коррозии металла начинается с его поверхности и распространяется вглубь. Различают сплошную местную коррозию.

При сплошной коррозии вся поверхность металла покрыта слоем продуктов коррозии. Неравномерность сплошной коррозии прямо пропорционально зависит от агрессивности коррозионной среды.

Местная коррозия – разрушение металла на отдельных участках поверхности. Различают следующие виды местной коррозии:

§ пятнами (толщина слоя продуктов коррозии много меньше площади пятна);

§ язвенная (глубина повреждения значительна и соизмерима с его площадью);

§ точечная (питтинговая) – глубина повреждения много больше его диаметра. Точечная коррозия может перейти в сквозную при благоприятных условиях коррозионных процессов.

§ подповерхностная – вспучивание в виде пузырей и расслоение металла;

§ межкристаллитная (распространяется по границам кристаллов металла и приводит к потере прочности и пластичности);

§ структурно-избирательная (разрушается какой-либо один элемент сплава);

§

коррозионное растрескивание (происходит в результате сочетания коррозионного и механического воздействия на металл).

Местная коррозия является причиной возникновения концетраторов напряжений, поэтому она более опасна, чем сплошная.

На интенсивность протекания процессов коррозии оказывают влияние различные факторы (рис. 2.22 и 2.23):

§ неоднородный состав стали (содержащиеся в стали легирующие добавки и примеси благоприятствуют образованию коррозионных пар в агрессивной среде);

§ неоднородность условий на поверхности металла (наличие царапин, вмятин, сварных швов, окалины на поверхности металла приводит к образованию анодных и катодных участков и является очагами коррозии);

§ неоднородность условий окружающей среды: различная влажность грунта в области прокладки трубопровода и различная аэрация (доступ кислорода к участкам трубопровода);

§ неоднородность транспортируемой среды (наличие воды и растворенных солей может привести к образование ручейковой коррозии на внутренней поверхности трубопровода).

 

 

 

3.2. Основные способы защиты трубопроводов от коррозии

 

Все способы, продляющие срок службы трубопровода, можно условно разделить на четыре группы.

n Пассивная защита. Заключается в нанесении на поверхность трубы защитного изоляционного покрытия на основе битума, полимерных лент или напыленного полимера. Изоляционные покрытия должны обладать сплошностью, высокой диэлектрической способностью, адгезией, механической прочностью, водонепроница­емостью, эластичностью, биостой­костью, термостойкостью, долговечностью и недифицитностью.

n Введение в металл компонентов, повышающих коррозионную стойкость. Метод применяется на стадии изготовления металла. Одновременно из металла удаляются примеси, понижающие коррозионную устойчивость.

n Воздействие на окружающую среду. Метод основан на введение ингибиторов коррозии для дезактивации агрессивной среды.

n Активная защита. К этому методу относятся катодная, протекторная и дренажная защита.

 

Катодная защита

 

При катодной защите трубопровода положительный полюс источника постоянного тока (анод) подключается к специальному анодному заземлителю, а отрицательный (катод) – к защищаемому сооружению (рис. 2.24).

Рис. 2.24. Схема катодной защиты трубопровода

 

	1- линия электропередачи; 2 - трансформаторный пункт; 3 - станция катодной защиты; 4 - трубопровод; 5 - анодное заземление; 6 - кабель

 

Принцип действия катодной защиты аналогичен электролизу. Под воздействием электрического поля начинается движение электронов от анодного заземлителя к защищаемому сооружению. Теряя электроны, атомы металла анодного заземлителя переходят в виде ионов в раствор почвенного электролита, то есть анодный заземлитель разрушается. На катоде (трубопроводе) наблюдается избыток свободных электронов (восстановление металла защищаемого сооружения).

 

Протекторная защита

 

При прокладке трубопроводов в труднодоступных районах, удаленных от источников электроэнергии, применяется протекторная защита (рис. 2.25).

 

		1 - трубопровод; 2 - протектор; 3 - проводник; 4 - контрольно-измерительная колонка

 

 

Рис. 2.25. Схема протекторной защиты

 

Принцип действия протекторной защиты аналогичен гальванической паре. Два электрода – трубопровод и протектор (изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) соединяются проводником. При этом возникает разность потенциалов, под действием которой происходит направленное движение электронов от протектора-анода к трубопроводу-катоду. Таким образом, разрушается протектор, а не трубопровод.

Материал протектора должен отвечать следующим требованиям:

n Обеспечивать наибольшую разность потенциалов металла протектора и стали;

n Ток при растворении единицы массы протектора должен быть максимальным;

n Отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного потенциала, к общей массе протектора должно быть наибольшим.

Предъявляемым требованиям в наибольшей степени отвечают магний, цинк и алюминий. Эти металлы обеспечивают практически равную эффективность защиты. Поэтому на практике применяют их сплавы с применением улучшающих добавок (марганца, повышающего токоотдачу и индия – увеличивающего активность протектора).

 

 

Электродренажная защита

 

Электродренажная защита предназначена для защиты трубопровода от блуждающих токов. Источником блуждающих токов является электротранспорт, работающий по схеме «провод–земля». Ток от положительной шины тяговой подстанции (контактный провод) движется к двигателю, а затем через колеса к рельсам. Рельсы соединяются с отрицательной шиной тяговой подстанции. Из-за низкого переходного сопротивления «рельсы–грунт» и нарушения перемычек между рельсами часть тока стекает в землю.

Если поблизости находится трубопровод с нарушенной изоляцией, ток проходит по трубопроводу до тех пор, пока не будет благоприятных условий для возвращения к минусовой шине тяговой подстанции. В месте выхода тока трубопровод разрушается. Разрушение происходит за короткое время, поскольку блуждающий ток стекает с небольшой поверхности.

Электродренажной защитой называется отведение блуждающих токов от трубопровода на источник блуждающих токов или специальное заземление (рис. 2.26).

	Рис. 2.26. Схема электродренажной защиты   1 - трубопровод; 2 - дренажный кабель; 3 - амперметр; 4 - реостат; 5 - рубильник; 6 - вентильный элемент; 7 - плавкий предохранитель; 8 – сигнальное реле; 9 – рельс

 

 

Список литературы

 

1. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа.– М.: ВНИИГАЗ, 1985.– 87 с.

2. Байков И. Р., Жданова Т. Г., Гареев Э. А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа.– Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1994.– 128 с.

3. Белоусов В. Д. Технологический расчет магистральных нефте­проводов. Учебное пособие.– М.: Изд-во МИНГ им. И. М. Губкина.– 1970.– 70 с.

4. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектир­ования магис­тральных нефтепроводов. М.: Миннефтепром.– 1986.– 110 с.

5. Волков М. М., Михеев А. Л., Конев К. А. Справочник работника газовой промышленности.– 2-е изд. перераб. и доп.– М.: Недра, 1989.–286 с.

6. Гольянов А. И., Михайлов А. В., Нечваль А. М. и др. Выбор рационального режима работы магистрального трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов.– 1998.– №10.– С.16–18.

7. Зайцев Л. А. Регулирование режимов работы магистральных нефте­проводов.– М.: Недра, 1982.– 240 с.

8. Климовский Е. М., Колотилов Ю. В. Очистка и испытание магистральных трубопроводов.– М.: Недра, 1987.– 173 с.

9. Колпаков Л. Г. Эксплуатация магистральных центробежных насосов.– Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1988.– 116 с.

10. Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтяного и газового дела. Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Учеб. пособие.– Изд-во УГНТУ, 1999.– 265 с.

11. Кублановский Л. Б. Определение мест повреждений напорных трубопроводов.– М.: Недра, 1971.– 136 с.

12. Макогон Ю. Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование.– М.: Недра, 1985, 232 с.

13. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проекти­рования. Магис­тральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. - М.: ВНИИЭгазпром, 1985. -220 с.

14. Проектирование, эксплуатация и ремонт трубопроводов / В. С. Яблон­ский, В. Ф. Новоселов, В. Б. Галеев и др.– М.: Недра, 1965.– 410 с.

15. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров / М. В. Кузнецов, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов и др.– М.: Недра, 1992.– 238 с.

16. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.

17. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа / Ф. Ф. Абузова, Р. А. Алиев, В. Ф. Новоселов и др.– М.: Недра, 1992.– 320 с.

18. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р. А. Алиев, В. Д. Белоусов, А. Г. Немудров и др.– М.: Недра, 1988.– 368 с.

19. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.

20. Шумайлов А. С., Гумеров А. Г., Джарджиманов А. С. и др. Контроль утечек нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах при эксплуатации. Обзор. информ. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов».– М.: ВНИИОЭНГ, 1981.– 79 с.

21. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие / А. В. Громов, Н. Е. Гузанов, Л. А. Хачикян и др.– М.: Недра, 1987.– 176 с.

 

Содержание

 

ВВЕДЕНИЕ 3

ИСТОРИЯ, СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫРАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА 4