Нормальная эксплуатация магистрального газопровода может быть обеспечена при качественной осушке природного газа на промысловых пунктах подготовки. Наличие влаги в газе при некачественном ее отделении часто является причиной образования газовых гидратов.
Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру. Состав гидратов выражается формулой CnH2n+2×mH2O: CH4×6H2O; C2H6×7H2O; C3H8×18H2O. Внешне гидраты напоминают кристаллы льда или мокрый спрессованный снег. Скопления гидратов в линейной части газопроводов могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.
На процесс образования гидратов влияет состав транспортируемого газа, содержание воды, давление и температура. Обязательными условиями существования гидратов является снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличии капельной влаги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.
Поскольку гидраты природных газов являются нестойкими химическими соединениями, любое отклонение от термодинамического равновесия приводит к их распаду. Однако, если термодинамическое равновесие сохраняется, скопления гидратов в газопроводе могут находиться длительное время. Поэтому для своевременного предупреждения образования гидратных пробок необходимо знать условия их возникновения и прогнозировать места их возможных скоплений [5,12,21].
Максимальное содержание влаги в газе на линии насыщения W определяют по графику в зависимости от давления и температуры (рис. 2.18).
|
|
 |
Рис. 2.18. Зависимость содержания влаги в газе при различных значениях давления и температуры.
При известном значении максимального влагосодержания можно определить температуру, соответствующую точке росы, которая понижается при уменьшении давления.
 |
Условия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику равновесного состояния гидратов (рис. 2.19).
Рис. 2.19. Кривые равновесного состояния гидратов
природных газов
Слева от кривых – область существования гидратов, а справа – область их отсутствия. Чем выше относительная плотность газа по воздуху, тем меньше давление, при котором образуются гидраты.
Для обнаружения зоны возможного гидратообразования необходимо знать влагосодержание и плотность транспортируемого газа, а также его температуру и давление. Для заданного участка в принятых масштабах строятся кривые изменения давления 1 и температуры 2 по длине газопровода. Используя кривые влагосодержания (рис. 2.18) и равновесного состояния гидратов (рис. 2.19), на этот же график наносятся кривые точки росы 3 и равновесной температуры гидратообразования 4 (рис. 2.20).
 |
Рис. 2.20. Положение зоны возможного образования скоплений гидратов
Рассмотрим в качестве примера определение зоны возможного гидратообразования в газопроводе протяженностью L.
Пусть AM – линия точки росы, которая в точке M совпадает с температурой газа в газопроводе. Так как газ на участке AM имеет температуру выше точки росы T(L)>TР(L), то он будет недонасыщенным, и следовательно в самом начале газопровода (зона I) влага выпадать не будет.
|
|
В точке M температура газа T(L) равна температуре точки росы TР(L). Это соответствует началу конденсации влаги на стенке газопровода (зона II). Однако, при снижении температуры от точки M до точки B гидраты образовываться не могут, так как температура газа в газопроводе T(L) выше равновесной температуры гидратообразования TРГ(L).
В точке B температура газа становится равной равновесной температуре гидратообразования T(L)=TРГ(L). Следовательно, начиная с точки B, в газопроводе могут образовываться гидраты (зона III). Зона возможного гидратообразования будет распространяться до точки C, поскольку за ней температура газа становится выше равновесной температуры гидратообразования T(L)>TРГ(L) и гидраты существовать уже не могут.
Участок CE соответствует наличию капельной влаги в газе и на стенках трубопровода, так как выполняется условие T(L)<TР(L).
Для построения графиков TРГ(L) и TР(L) можно воспользоваться и эмпирическими зависимостями.
Температура, при которой газовые гидраты находятся в термодинамическом равновесии, рассчитывается из условий:
; (2.129)
, (2.130)
где P – давление газа в рассматриваемом сечении газопровода, МПа;
PГР – величина граничного давления, соответствующая критической температуре существования гидратов и равной 273 К, определяемая по формуле
; (2.131)
F0 и F1 – функции приведенной плотности газа 
, которые могут быть рассчитаны из соотношений
; (2.132)
. (2.133)
Приведенная плотность газа 
вычисляется по формуле
|
|
, (2.134)
где k – число гидратообразующих компонентов в газовой смеси;
ai – объемная доля i-го гидратообразующего компонента в исходном газе;
Di – относительная плотность i-го гидратообразующего компонента.
К гидратообразующим компонентам относятся CH4, C2H6, C3H8, C4H10, CO2 и H2S. Азот, редкие газы (аргон, гелий) и нормальные углеводороды от пентана и выше не относятся к гидратообразующим.
Температура газа, соответствующая точке росы, может быть найдена по формуле
. (2.135)
где W – влагосодержание насыщенного газа, г/м3.
Для определения влагосодержания насыщенного газа наиболее удобна формула Бюкачека [12]
, (2.136)
где P – давление газа, МПа;
A, B – коэффициенты, зависящие от температуры газа;
Cr – поправка на плотность газа;
CS – поправка на соленость воды.
В условиях магистрального газопровода значения поправок Cr и CS можно принять равными единице. Значения коэффициентов A и B могут быть представлены уравнениями
; (2.137)
. (2.138)
где T – температура газа в рассматриваемом сечении, К;
Все представленные расчетные зависимости имеют среднее квадратическое отклонение в пределах 1% и хорошо согласуются с табличными и графическими данными. Применение расчетных формул удобно для составления программ расчета на ЭВМ, что позволяет значительно упростить поиск зоны возможного гидратообразования в магистральном газопроводе.