Борьба с гидратами, как и с любыми осложнениями, ведется в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидратообразования.
Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.
Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:
а) предупреждение образования гидратов;
б) ликвидация образовавшихся гидратов.
Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:
а) устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;
б) непрерывно или периодически подают на забой скважины антигидратные ингибиторы;
в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы;
г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;
д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.
Ствол скважины очищают от гидратных отложений:
а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород;
|
|
б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.
Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также на различных участках, в узлах и звеньях системы сбора и транспортирования газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:
а) обогревом отдельных узлов и участков;
б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);
в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают движение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;
г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспортирования газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;
д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.
Рассмотрим некоторые способы предотвращения образования гидратов и льда.
Ввод метанола в газовый поток.
Если безгидратный режим не представляется возможным обеспечить, особенно при расположении скважины в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить применением ингибиторов гидратообразования (рисунок 8). Ингибитор гидратообразования снижает температуру гидратообразования.
|
|
Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности, - метиловый спирт СН3ОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоль).
Потребное количество нелетучего ингибитора гидратообразования
и летучего (испаряющегося) ингибитора, например метанола
где qн(л) - расход нелетучего (летучего) ингибитора, кг/1000 м3 газа; W1, W2 -влагосодержание газа до и после ввода ингибитора (в пласте и на устье); G1, G2-массовые концентрации свежего и отработанного ингибитора; ам-отношение содержания метанола в газе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (определяется графически в зависимости от давления и температуры).[8]
Рисунок 8 - Понижение температуры (?t) гидратообразования различными ингибиторами в зависимости от их концентрации (К):
- хлористый кальций; 2 - метанол: 3 - триэтиленгликоль и этилкарбитол, 4 - диэтиленгликоль
Метанол применяют как профилактическое средство для предупреждения образования гидратов. Этот способ получил наибольшее распространение на газовых промыслах. В газовый поток вводят метанол, т. е. метиловый спирт (СН3ОН), являющийся понизителем точки замерзания.
Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Однако следует учитывать, что метанол растворяется в воде. Если в газопроводе имеется вода, метанол растворяется в ней целиком и становится уже менее эффективным.
Применение метанола для ликвидации и предупреждения образования гидратов имеет ряд существенных недостатков:
) метанол - сильный яд, вызывающий загрязнение окружающей среды и отравление не только при попадании внутрь организма, но и при вдыхании его паров;
) в рабочий бачок этот агент закачивается ручным насосом, на что оператор расходует много времени;
) применение метанола связано с удорожанием себестоимости газа.
В настоящее время потребление метанола в газовой промышленности России достигло 655 тыс.т в год, а по прогнозам к 2030 г. объем потребления метанола составит 1 млн.т. Поэтому ведется работа по разработке современных методов борьбы с гидратообразованием, направленная на снижение количества применяемого метанола.
Метанол или другой ингибитор вводят в газопровод каплями с помощью регулировочного вентиля из бачка высокого давления, который расположен над газопроводом. Давление газа в бачке над метанолом и в газопроводе создается одинаковым посредством сообщающей трубки.
В условиях месторождения Узловое для закачки метанола применяют метанолопровод, насосы, ёмкости для хранения метанола. Метанолопровод с узла протянут на устье скважин и на главную площадку входных ниток. Ещё закачка может быть осуществлена непосредственно с промывочного агрегата в скважину.
Для хранения метанола предусматривается четыре горизонтальных надземных резервуара Р-1 объёмом до 25 м3каждый. Общий объём метанола, хранимого на УКПГ составит 100 м3, либо в пересчёте на массу и коэффициент наполнения резервуаров -72 т. Т.к. нормами не оговаривается объём хранения на УКПГ реагентов при трубопроводном транспорте, то в расчёт принят минимальный срок 20 дней, как при отгрузке в железнодорожных цистернах.
Для аварийного слива метанола из резервуаров Р-1 предусматривается подземный резервуар Р-2 объёмом 12,5 м3 со встроенным насосом. Возврат метанола - в резервуары Р-1.[11]
Подогрев газа.
Этот способ применяют для предотвращения образования гидратов, а также для их ликвидации.
Подогревать газ можно огневым способом и путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами. Огневой подогрев нерационален, так как приводит к порче изоляции трубопроводов, арматуры и аппаратуры и опасен в пожарном отношении. Поэтому таким способом пользуются редко, а подогревают газ горячей водой или паром в теплообменниках различной конструкции.
|
|
Передвижные парогенераторные установки и паровые котельные общего назначения предназначены для обработки призабойной зоны скважин паром или горячей водой, а также для подогрева трубопроводов и другого нефтегазопромыслового оборудования.
Промысловая паровая передвижная установка ППУА-1600/100 смонтирована на монтажной раме, установленной на шасси автомобиля КрАЗ-250 или КрАЗ-260 (рисунок 9).
Установка включает в себя парогенератор, цистерну для воды, питательный и топливный насосы, вентилятор высокого давления, кузов, привод, укрытие для цистерны, ёмкость для топлива, приборы КИП и А, магистральные трубопроводы. Парогенератором служит вертикальный прямоточный змеевиковый котел. Из кабины автомобиля осуществляется управление рабочим процессом и контроль за работой установки.
Рисунок 9 - Промысловая паровая передвижная установка ППУА-1600/100:
- цистерна для воды; 2 - укрытие для цистерны; 3 - ёмкость для топлива; 4 - кузов; 5 - парогенератор; 6 - питательный насос; 7 - вентилятор высокого давления; 8 - топливный насос; 9 - приборы КИП и А; 10 - привод установки; 11 - магистральные трубопроводы; 12 - монтажная рама.
Основные технические параметры приведены в таблице.
Таблица 4.? Техническая характеристика ППУА-1600/100
ПоказателиЗначенияПроизводительность по пару, м3/с1,6Давление пара, МПа10Температура пара, 0С310Вместимость цистерны для воды, м35,2Габаритные размеры установки, мм: на базе КрАЗ-250 на базе КрАЗ-260 9520х2500х3432 9452х27722х3540Масса установки, т.: на базе КрАЗ-250 на базе КрАЗ-260 21,0 21,7
С переходом на гликолевую осушку на шлейфах скважин были установлены путевые подогреватели. Температура газа в шлейфах при этом будет безусловно выше температуры начала гидратообразований. Однако после редуцирования на блоках площадки входных ниток в силу различия устьевых давлений температура газа по ряду скважин будет ниже температуры гидратообразований. Для этого случая схемой предусмотрена подача метанола непосредственно на блоках входных ниток.
|
|
Резкое снижение давления.
Когда гидратная пробка уже образовалась, то резкое снижение давления в системе приводит к разложению гидратов, которые затем выносятся из газопроводов и аппаратуры продувкой их через отводы в атмосферу. Этот способ - аварийный, так как связан с нарушением установленного режима эксплуатации скважины.
Скважины оборудованы продувочной линией и свечой для осуществления следующих операций:
1.продувки шлейфа при ремонтных работах или разгидрачивании;
2.продувки трубного или затрубного пространства при вытеснении задавочной жидкости после ремонта;
.отработки скважины после освоения;
.отвода задавочной жидкости в приёмную ёмкость при освоении;
.исследования скважины с помощью прувера.
На устье продувочная линия имеет две задвижки - рабочую и контрольную. Конец продувочной свечи оснащён фланцевым соединением для монтажа при исследовании прувера.
Согласно сложившейся практики обустройства газовых северного Сахалина продувочная свеча выполняется горизонтально и выводится с уклоном в защищённый от ветров котлован. Такое решение позволяет избежать скопление и замерзание в продувочной линии жидкости и самое главное предотвращение распространения по окрестности метанольной воды, гидратов и конденсата при осуществлении операций описанных выше. Все эти продукты выжигаются в земляном котловане. Размеры котлована в плане 4´14 м, глубина 1,5 м. Розжиг осуществляется горящей паклей, забрасываемой в котлован с безопасного расстояния, либо ракетницей.
Осушка газов.
На месторождении Узловое применяют сепараторы трех типов: горизонтальный первой и второй ступени, нефтегазовый, замерной. Для осушки газа применяют специальные реагенты-осушители, которые поглощают из газа часть влаги, вследствие чего уменьшается содержание влаги в нем и понижается его точка росы.
Для осушки газа используются следующие методы:
охлаждение;
абсорбция;
адсорбция.
Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рисунке 10.
Рисунок 10 - Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции:
- абсорбер; 2, 10, 11 - насосы; 3, 9 - емкости; 4, 6 - теплообменники; 5 - выветриватель; 7 - десорбер; 8 - конденсатор - холодильник; 12 - холодильник
Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.
Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена на рисунке 11. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12...16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180...200 "С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.
Рисунок 11 - Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции:
, 2? адсорберы; 3 - регулятор давления типа "после себя"; 4 - холодильник; 5? емкость; 6 - газодувка; 7 - подогреватель газа.
Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее - 30 "С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и другие.[8]