2015-07-21
8437
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]
