Особенности борьбы с гидратами природных газов при разработке месторождений

28

Размещено на http://www.allbest.ru/

28

Содержание

месторождение гидрат природный газ

Введение

I. Геологическое описание месторождения

1. Географическое положение и общие сведения

2. тектоника и характеристика ловушки

3. Краткий анализ разработки газовой залежи

II. Технико-технологичекая часть

1. Общие сведения о гидратах

2. Условия образования гидратов

3. Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними

Заключение

Список использованной литературы

Приложение

Введение

Исследованиями советских ученых доказано, что в определённых термодинамических условиях природный газ в земной коре вступает в соединение с пластовой поровой водой, образуя твёрдые соединения - гидраты газов, крупные скопления которых образуют газогидратные залежи.

Природный газ в связанном гидратном состоянии характеризуется иными свойствами, чем в свободном состоянии.

Гидраты газов представляют собой твёрдые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определённых давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи. Молекулы воды при образовании гидрата и сооружении ажурных 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 составляет 1,09 см3/г).

В настоящее время получены и изучены равновесные параметры гидратообразования практически всех известных природных и синтетических газов.

Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) - кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Имя «клатраты» (от лат. clathratus - «сажать в клетку»), было дано Пауэллом в 1948 году. Гидраты газа относятся к нестехиометрическим соединениям, то есть соединениям переменного состава.

Впервые гидраты газов (сернистого газа и хлора) наблюдали ещё в конце XVIII века Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен. Первые описания газовых гидратов были приведены Г. Дэви в 1810 году (гидрат хлора). В 1823 г. Фарадей приближённо определил состав гидрата хлора, в 1829 г. Левит обнаружил гидрат брома, а в 1840 г. Вёлер получит гидрат H2S. К 1888 году П. Виллар получает гидраты CH4, C2H6, C2H4, C2H2 и N2O [1].

Клатратная природа газовых гидратов подтверждена в 1950-е гг. после рентгеноструктурных исследований Штакельберга и Мюллера, работ Полинга, Клауссена.

В 1940-е годы советские учёные высказывают гипотезу о наличии залежей газовых гидратов в зоне вечной мерзлоты (Стрижов, Мохнаткин, Черский). В 1960-е годы они же обнаруживают первые месторождения газовых гидратов на севере СССР, одновременно с этим возможность образования и существования гидратов в природных условиях находит лабораторное подтверждение (Макогон).

С этого момента газовые гидраты начинают рассматриваться как потенциальный источник топлива. По различным оценкам, запасы углеводородов в гидратах составляют от 1.8Ч1014 до 7.6Ч1018 мі [2]. Выясняется их широкое распространение в океанах и криолитозоне материков, нестабильность при повышении температуры и понижении давления.

В 1969 г. началась разработка Мессояхского месторождения в Сибири, где, как считается, впервые удалось (по чистой случайности) извлечь природный газ непосредственно из гидратов (до 36 % от общего объёма добычи по состоянию на 1990 г.)

I. Геологическое описание месторождения

1. Географическое положение и общие сведения

Северо-ставропольское подземное хранилище газа (ССПХГ) расположено на территории Ставропольского края примерно в 30 км к северо-западу от Ставрополя на месте выработанного газового месторождения. Площадь горного отвода ССПХГ составляет около 600 кв км. На этой площади расположено несколько населенных пунктов(пос. Рыздвяный, Московское, Пелагиада, станицы Рождественская, Староизобильная) и др., административно относящиеся к четырем районам : Изобильненскому, Труновскому, Александровскому, Шпаковскому (рис. 1).

По территории горного отвода проходит большое число автомобильных дорог и железнодорожная ветка Ставрополь - Кавказская. Ставропольское газопромысловое управление находится в поселке Рыздвяный.

Промышленная эксплуатация Северо-Ставропольского месторождения началась в 1956 году с пуском в эксплуатацию газопровода Ставрополь - Москва. Уже в 1960 году добыча газа из этого месторождения составляла 18 % от общесоюзной.

В 1979 году начались работы по созданию подземного хранилища в отработанной залежи зеленой свиты Северо-Ставропольского месторождения. Однако сложившаяся в это период коньюктура газопотребления внутри страны и рост экспортных поставок показали, что для надежного газоснабжения юга России и Закавказья подземного хранилища в залежи зеленой свиты недостаточно. И в 1984 году было начато создание ПХГ в хадумском горизонте Северо-Ставропольского месторождения. В настоящее время хранилище обеспечивает газом весь Северо-Кавказский регион круглый год.

2.Тектоника и характеристика ловушки

Основным структурным элементом Ставропольской нефтегазоносной области является Ставропольский свод (структура первого порядка), входящий в состав Предкавказской микроплиты. В палеозойском фундаменте он выражен поднятием антикавказского (поперечного) направления, ограниченного: на эге Восточно-кубанском прогибом и разделяющим их Армавиро-Невиномысским разломом; на западе - Кропоткинской впадиной; на севере - Манычским прогибом; на востоке - Прикумски поднятием и Черноморской впадиной.

Ставропольский свод в свою очередь делится на структуры второго порядка: Южно - Ставропольский блок, Спицевский прогиб и Северо-Ставропольский блок. Северо-Ставропольская антиклиналь - локальная структура третьего порядка, относится к одноименному блоку.

По своему строению Северо-Ставропольское месторождение являлось многопластовым. Газовые залежи приурочены к отложениям зеленой свиты, хадумского горизонта, чокракского и карагангского горизонтов. Все залежи связаны с терригенным типом коллекторов. По остальным показателям они существенно различаются. В 1975 г. это месторождение закончено разработкой.

Залежь зеленой свиты, приурочена к высокопористым разностям алевролитов и песчаников, относящихся по своему генезису к прибрежно - морским.

Структура по кровле продуктивного горизонта зеленой свиты представляет собой ассиметричную брахиантиклиналь субширотного простирания с относительно крутым северным крылом и пологим южным крылом и западным погружением. Глубина залегания продуктивного пласта 1000 м, первоначальный газоводяной контакт соответствовал горизонтальной поверхности с абсолютной отметкой. Замок ловушки находится на юго-восточном погружении в сторону Пелагиадинского поднятия на абсолютной отметке - 745 м.

Амплитуда ловушки - 142 м, этаж газоносности 45 м. Таким образом, в пределах ловушки было 98 м водонасыщенной толщины проницаемого разреза, что являлось надежной защитой от утечки газа через замок структуры.

Размеры залежи по изогипсе - 647м равнялись 11*7 км. Площадь газоностности -44,4 кв.км. Начальная залежь характеризовалась как пластовая, сводовая, плавающего типа.

Пласт-коллектор подземного хранилища в горизонте зеленая свита, породы слагающие порышку и контрольный горизонт, относятся к отложениям эоцена. В разрезе эоцена выделяют зеленую свиту , бурую свиту, белоглиненскую свиту. Общая толщина отложений зеленой свиты изменяется от 240 до 270 м. В связи с изменением литологии пласта по разрезу а отложениях зеленой свиты выделяются: нижняя и верхняя пачки. Нижняя пачка, вмещающая продуктивный горизонт, представлена алевролитами, песками и песчаниками. Цемент, в основном, глинистый. Алевролиты по цвету от серых до белых с зеленоватым оттенком, местами глинистые, неизвестковые. Отсортированность песчано-алевритовой фракции меняется по разрезу. Толщина нижней пачки достаточно выдержанная и составляет 100-110 м. В ней выделены четыре продуктивных пласта, из которых уверенно верхние три - I, II, III.

Пласт I сложен алевролитами, песчано-алевритовая фракция которых составляет 73%, а толщина колеблется от 5,7 до 12,3 м. Алевритовая фракция преобладает в I-м пласте до 42%, во I I-м до 66%, пелитовая фракция соответственно составляет 27% и 15%. Первый пласт, характеризуется высокой пористостью и проницаемостью, значительной аномалией, при минимальных значениях ГК (естественной радиоактивности) и повышенных значениях НГК (нейтронного гамма каротажа). Эта часть разреза довольно детально охарактеризована керновым материалом.

Пласт Ь -алевролиты глинистые толщиной от 1,9 м до 5,1 м. Ь -пласт характеризуется уменьшением аномалии ПС, повышением естественной радиоактивности, что следует связывать с повышением глинистости.

Пласт II -песчаник алевритовый, песчано-алевритовая фракция составляет 85%, толщина колеблется от 9,8 м до 16,3 м.

II пласт по результатам исследований кернов охарактеризован очень слабо. По промыслово-геофизическим материалам он аналогичен первому пласту. Для I и II пластов характерно увеличение глинистости к подошве. Среднее значение проницаемости по продуктивному пласту составляет 700 мДр. В целом продуктивная толща хорошо проницаема для газа по вертикали и все, выделенные по коллекторским свойствам пласты проявляют себя как единая залежь.

Пласт III - алевролиты.

Верхняя пачка зеленой свиты, перекрывающая песчанистые образования, представлена известковыми глинами, темно- зелеными мергелями с незначительными прослоями песчаника. Эта часть зеленой свиты является покрышкой продуктивного горизонта, толщина ее составляет 150 м. Геолого-геофизическая характеристика пластов приводится в таблице 1.

Геолого-геофизическая характеристика пластов

№ П/П	Параметры	Нижняя пачка	Верхняя пачка
		I	Ь	II
1	Толщина,м	7-10	2-6	13-18	0-17 (в пред. Начального ГВК)
2	Глинистость, по геофизическим данным %	10-24	23-36	4-20	20-34
3	Пористость открытая, дол.ед.	0,32	0,30	0,34	0,27
4	Коэффициент газонасыщенности, дол. Ед.	0,76	0,61	0,88	0,55
5	Проницаемость, м2 *10(-15)	800	300	1200	200

Результаты Геолого-разведочных работ и результаты разработки залежи свидетельствуют об активности гидродинамического бассейна и о его влиянии на режим работы залежи в горизонте зеленая свита. Поток подземных вод в зеленой свите движется в северном - Северо-восточном направлении. Под влиянием этого потока газовая залежь смещена по направлению движения в соответствии с величиной гидравлического уклона. Гидродинамическая система характеризуется высоким значением проницаемости, значительной толщиной - 100м, пористостью - 31%. Согласно карте гидропьез статистические уровни на Северо-ставропольском поднятии располагаются на отметках от +95 до +80 м, уменьшаясь в целом с юга на север. Общая минерализация воды колеблется в широких пределах, в районе Северо-Ставропольского месторождения она составляет 203,4 мг-экв/л до 377,2 мг-экв/л. Наличие газовой залежи наложило отпечаток и на контактирующие с ней воды, которые насыщены газом метанового состава.

В таблице 2 приведен химический состав пластовых и конденсационных вод, иллюстрирующий их существенное различие.

Таблица 2. Химический состав пластовых (СКВ. 38) и конденсационных (СКВ. 36) вод

№ СКВ.	Интервал перфорации	Удельный вес	Катионы г/л	Анионы г/л	Общая минерализация г/л
			Na+ K	Ca	Mg	Cl	SO4	CO3
38	1026-1030	1.005	2,74	0,024	0,0053	3,59	0,023	1,196	7
36	984-1004	1.0	0,2706	0,0506	0,0253	0,143	0,2304	0,459	1,2

3.Краткий анализ разработки газовой залежи

Залежь газа в отложениях зеленой свиты была введена в разработку в 1956 г. с первоначальными запасами газа 11,87 млрд.куб.м, пластовым давлением 7,37 МПа и пластовой температурой 73 С. Разработка залежи была закончена в 1975 г., суммарный отбор газа составил 8,26 млрд.куб.м из 11,87 млрд.куб.м определенных по методу падения давления( таблица 3).

Период с 1956-1966 гг.. относится к этапу нарастающей добычи, в это период было пробурено 12 скважин, число эксплуатационных скважин постепенно увеличивалось с 2 до 10, до октября 1959 г. эксплуатация скважин велась через фонтанные трубы, а затем через НКТ, что привело к увеличению дебита скважин. Максимальное число скважин - 10 работало в 1966 г. и в этом же году был достигнут максимальный годовой отбор газа - 1071 млн. куб.м и максимальный дебит скважин - 360 тыс. куб.м/сут.

Период с 196601975 гг. относится к этапу падающей добычи. Работа скважин в этот период осложнялась выносом с газом пластовой воды. На конец разработки залежи 8 скважин были обводнены и находились за текущим контуром газоносности, а 4 скважины, которые находились в зоне остаточного газонасыщения, не могли работать из-за близкого положения ГВК к интервалу перфорации. В процессе разработки залежи пластовое давление снизилось с 7,37 до 4,3 МПа в 1970 г. В дальнейшем, в связи с резким уменьшением отбора газа из залежи, оно начало увеличиваться за счет внедрения пластовой воды и на начало создания хранилища достигло 6,38 МПа. К началу создания хранилища первоначальный газонасыщенный поровой объем залежи был обводнен на 87%. Литологическая неоднородность продуктивного разреза обусловила особенности движения газоводяного контакта в процессе разработки - вторжение пластовых вод происходило, в основном, по напластованию верхней пачки, вследствие повышенной глинизации второй пачки. В результате на начало создания ПХГ поверхность ГВК приобрела чашеобразную форму. Более интенсивное дренирование залежи в северной части привело к наибольшему подъему контура ГВК в северном направлении.

На завершающей стадии эксплуатации залежь характеризовалась следующими показателями ( см. таблицу 3)

№ П/П	Наименование параметра	Единицы измерения	Параметры
1	Дата открытия месторождения	Год	1950
2	Ввод в разработку	Год	1956
3	Начальные запасы газа	Млрд.куб.м	11,87
4	Пластовые давления	МПа	7,37
5	Пластовая температура	С	73
6	Средняя глубина залегания залежи	М	950-1000
7	Площадь газоносности	Кв.км	44,4
8	Средняя эффективная пористость	%	18,5
9	Средняя газонасыщенная мощность	М	15,0
10	Абсолютная отметка ГВК	М	-647
11	Коэффициент газонасыщенности	Доли ед.	0,25
12	Относительный удельный вес газа по воздуху		0,66
13	Удельный вес пластовой воды	г\кв.см	1,003
14	Максимальная минерализация	Мг-экв\л	203,4-377,2
15	Гидрохимическая характеристика пластовой воды	тип	Гидро-карбонатно натриевый

II Технико-технологичекая часть

1.Общие сведения о гидратах

Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой - гидраты.

При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах, в результате чего образуются газогидратные залежи.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют твердыми растворами внедрения, а иногда соединениями включения.

Молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты образуются в виде двух структур, полости которых заполняются молекулами гидратообразователей частично или полностью (рисунок 3.1). В 1 структуре 46 молекул воды образуют две полости с внутренним диаметром 5,2 * 10 - 10 м и шесть полостей с внутренним диаметром 5,9 *10 - 10 м; во II структуре 136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внутренним диаметром 6,9*10 - 10 м и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 4,8*10 - 10 м.

При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры 1 выражается формулой 8M - 46Н2О или М - 5,75Н2О, где М - гидратообразователь.

2.Условия образования гидратов

Представление об условиях образования гидратов дает фазовая диаграмма гетерогенного равновесия, построенная для систем М - Н20. В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II, III, IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, нельзя изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При всех температурах выше соответствующего значения в точке С гидрат не может существовать, как бы ни было велико давление. Поэтому точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) появляется вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лед.

Из этой диаграммы следует, что в системе M - Н2О возможно образование гидратов по следующим процессам:

Мг + т (Н2О) ж Мт (Н2О) тв; Мр + т (Н2О) тв Мт (Н2О) тв;

Mж + т (Н2О) ж Мт (Н2О) тв; Мтв+ т (Н2О) тв Мт (Н2О) тв.

Здесь Mг, Мж, Мтв - условное обозначение гидратообразователя соответственно газообразного, жидкого и твердого; (H2О) ж, (Н2О) тв - молекулы соответственно жидкой и твердом (лед) воды; т - число молекул воды в составе гидрата.

Если вода переохлажденная, упругость диссоциации гидрата меньше, чем при наличии льда. Следовательно, для образования гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе гидрата. На изменение температуры образования гидратов влияют: состав гидратообразователя, чистота воды, турбулентность, и т.д. Изменение равновесной температуры гидратообразования также зависит и от скорости охлаждения системы гидратообразователь - вода.

На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков (рисунок 3.2) или расчетным путем - по константам равновесия и графоаналитическим методом по уравнению Баррера - Стюарта.

Из рисунка 3.3 следует, что чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Однако отметим, что с увеличением плотности газа не всегда повышается температура гидратообразования. Природный газ с небольшой плотностью может образовывать гидраты при более высоких температурах, чем природный газ с повышенной плотностью. Если на увеличение плотности природного газа влияют не гидратообразующие компоненты, то температура его гидратообразования понижается. Если же влияют различные гидратообразующие компоненты, то температура гидратообразования будет выше для того состава газа, в котором преобладают компоненты с большей устойчивостью.

Условия образования гидратов природных газов по константам равновесия определяют по формуле: г = у/К, где z, у - молярная доля компонента соответственно в составе гидрата и газовой фазы; К - константа равновесия.

Равновесные параметры гидратообразования по константам равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы для каждого компонента, а затем молярные доли компонента делят на найденную константу его равновесия и полученные значения складывают. Если сумма равна единице, система термодинамически равновесная, если больше единицы - существуют условия для образования гидратов, при сумме меньше единицы гидраты не могут образовываться.

Знать места возможного гидратообразования очень важно для своевременного их предупреждения.

Для правильного определения места образования гидратов необходимо знать состав газа, его плотность, изменения давления и температуры и влажность газа.

Зная влажность и состав подаваемого газа, а также зависимость этих параметров от давления и температуры, можно определить время начала образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе.

Если точка росы лежит выше равновесной кривой гидратообразования, гидраты образуются в точке пересечения линии изменения температуры в газопроводе с кривой равновесной температуры гидратообразования. Если точка росы лежит ниже равновесной кривой, но выше минимума температурной кривой в газопроводе, гидраты образуются в точке росы. В условиях, когда точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования и ниже кривой изменения температуры в газопроводе, гидратообразование невозможно.

При создании условий гидратообразования на данном участке газопровода гидратная пробка быстро нарастает по мере поступления воды и гидратообразователя. При этом пары воды выделяются из газа, что снижает их упругость на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки.

Средняя объемная скорость накопления гидратов за время t может быть определена по формуле:

G = Q (Wн-Wк) /, (3.1)

где Q - расход газа в тыс. м3; Wн - влагосодержание газа в равновесной точке гидратообразования в г/м3, Wк - влагосодержание газа после образования гидратов в г/м3; - удельный объем гидратов в м3/кг; - время образования гидратов в ч.

В газопроводе могут образовываться одна или несколько гидратных пробок.

В результате образования гидратов в газопроводе влагосодержание газового потока над гидратами снижается соответственно снижению упругости паров воды, находящихся в равновесия с жидкой фазой и твердым гидратом. Если в результате образования первой гидратной пробки точка росы паров воды снижается ниже минимума кривой изменения температуры газа в газопроводе, то следующая гидратная пробка может и не образоваться. Если в результате образования гидратной пробки за счет разности упругостей паров воды над жидкой водой и над гидратами точка росы не снижается ниже минимальной температуры в газопроводе, то образуется следующая гидратная пробка - в точке пересечения линии влагосодержания с кривой изменения температуры в газопроводе.

Гидраты образуются в следующих местах:

1. На штуцерах непосредственно после редуцирования газа при давлении примерно 6,5 МПа и температуре ниже 17°С.

2. В обвязке, до сепараторов (при интенсивной теплоотдаче от газового потока к грунту).

3. В сепараторах (скорость потока на входных патрубках циклонных сепараторов достигает 120 м/с; давление в сепараторах значительно превышает равновесное давление гидратообразования). Часть гидратов потоком направляется в отстойную емкость. Здесь они уплотняются и частично или полностью закупоривают емкость, что приводит к резкому снижению эффективности работы сепараторов.

4. На диафрагме замерного участка. В застойных зонах до и после диафрагмы скапливаются ранее образующиеся и переносимые потоком газа гидраты. Гидратное кольцо равномерной толщины с незначительными углами скосов обнаруживали при вскрытии камер замерного участка (рисунок 3.10).

5. В шлейфах - газопроводах, подключающих скважины к промысловому газосборному коллектору. Скопление гидратов наблюдается в непосредственной близости от диафрагмы замерного участка - в местах ответвлений (врезанные свечи, шлейфы). Гидраты в шлейфах образуются также на обратных клапанах, в местах установки задвижек, кранов и карманов для измерения температуры.

6. В промысловом газосборном коллекторе в местах резкого изменения скорости газового потока. Скопление их наблюдается в местах врезок шлейфов скважин в газосборный коллектор, на запорной арматуре, на врезках дрипов и т.д. Гидраты могут также скапливаться и на прямолинейных участках газопроводов. В зависимости от скорости потока гидраты отлагаются в газопроводе в виде спирального кольца или в виде сегмента .Гидраты скопляются также и в объемных сепараторах.

7. На концевых линейных кранах. С одной стороны их действует рабочее давление газосборной сети, с другой - атмосферное. Под таким давлением уплотнительная смазка на пробках кранов и байпасов выдавливается, образуются пропуски газа с резким понижением температуры последнего. Корпус крана или байпас резко охлаждается и образуется застойная зона пониженной температуры. Пары воды, насыщающие газ, конденсируются, и начинается процесс кристаллизации гидратов. Постепенное накопление их приводит к полной закупорке сечения крана или обводного байпаса.

Для правильного определения места образования гидратов и скорости их накопления в газопроводе необходимо знать состав, температуру, давление и влажность газа, а также их изменение по трассе. Это позволяет своевременно принять надлежащие меры.

При известном давлении в газопроводе по составу газа определяется равновесная температура гидратообразования tp. Затем определяется место образования гидратов в газопроводе при помощи уравнения:

=1/a*ln{ (tн - t0 + I /a) / (tр - t0 + I /a) }, (3.2)

где - расстояние от точки газопровода с температурой tg до места образования гидратов в м; tн - начальная температура газа в°С; t0 - температура грунта на уровне газопровода в°C; tр - равновесная температура образования гидратов в°С; I - средний эффект Джоуля - Томсона, отнесенный к единице длины газопровода в°С/м.

Эффект Джоуля-Томсона состоит в следующем. В заключенной в адиабатную оболочку трубке помещена пробка из ваты. По одну сторону пробки находится газ при давлении p1, по другую сторону пробки давление меньше и равно р2. Благодаря разности давлений газ будет медленно перетекать через пробку из одной части трубки в другую. Поместив термометры или термопары по обе стороны пробки, можно определить знак изменения температуры газа в опыте Джоуля - Томсона. Оказалось, что большинство газов при комнатной температуре охлаждается, лишь водород и гелий дают повышение температуры.

3.Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними

Место образования гидратной пробки обычно удается определить по росту перепада давления на данном участке газопровода. Если пробка не сплошная, то в трубопровод через специальные патрубки, штуцера для манометров или через продувочную свечу вводят ингибитор. Если в трубопроводе образовались сплошные гидратные пробки небольшой длины, их иногда удается ликвидировать таким же путем.

При длине пробки, исчисляемой сотнями метров, над гидратной пробкой вырезают в трубе несколько окон и через них заливают метанол. Затем трубу заваривают вновь.

Для быстрого разложения гидратной пробки применяют комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора в зоне образования гидратов снижают давление.

Ликвидация гидратных пробок методом снижения давления. Сущность этого метода заключается в нарушении равновесного состояния гидратов, в результате чего происходит их разложение. Давление снижают тремя способами:

1). Отключают участок газопровода, где образовалась пробка, и с двух сторон через свечи пропускают газ;

2). Перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов;

3). Отключают участок газопровода с обеих сторон пробки и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов

После разложения гидратов учитывают следующее: возможность накопления жидких углеводородов на продуваемом участке и образование повторных гидратоледяных пробок за счет резкого снижения температуры.

При отрицательных температурах по методу снижения давления в некоторых случаях не получают должного эффекта, так как вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом случае метод снижения давления используют в комбинации выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении гидратов, не замерзал.

Разложение гидратов снижением давления в комбинации с вводом ингибиторов происходит гораздо быстрее, чем при использовании каждого метода в отдельности.

Ликвидация гидратных пробок в трубопроводах природных и сжиженных газов методом подогрева. При этом способе повышение температуры выше равновесной температуры образования гидратов приводит к их разложению. На практике трубопровод подогревают горячей водой или паром. Исследования показали, что повышение температуры в точке контакта гидрата и металла до 30 - 40°С достаточно для быстрого разложения гидратов.

На практике для борьбы с образованием гидратов широко применяют метанол и гликоли. Иногда используют жидкие углеводороды, ПАВ, пластовую воду, смесь различных ингибиторов, например метанола с растворами хлористого кальция и т.д.

Метанол обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.

более распространен на газовых промыслах способ подачи метанола (СН3ОН) в струю газа. При этом он образует с парообразной и жидкой влагой спиртоводные смеси, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Пары воды поглощаются из газа, что значительно снижает точку росы, и, следовательно, создаются условия для разложения гидратов или для предупреждения их образования.

Основным условием эффективного действия метанола является взаимодействие паров воды с парами метанола и дальнейшая конденсация их, что приводит к значительному понижению влагосодержания газа. Наибольшая эффективность метанола может быть достигнута с применением его в качестве средства, предупреждающего гидратообразование, а не для разрушения уже образовавшихся гидратов. При этом метанол необходимо впрыскивать в газовый поток, обеспечив хорошее распыление и смешение с общим газовым потоком. Для борьбы с гидратообразованием на групповом пункте предусматривается одна (иногда две) метанольная установка, состоящая из метанольного бачка 1, емкости для хранения метанола 2, ручного насоса 5 типа БКФ - 2, обвязочных трубопроводов и вентилей. Метанол вводится, как правило, после сепараторов первой ступени под избыточным давлением, равным разности между давлением высоконапорной скважины, с которой соединен метанольный бачок, и давлением скважин, в которые вводится метанол, что составляет около 30 - 50 кгс/см2.

Для борьбы с гидратообразованием все большее применение находят электролиты и, в частности, водные растворы хлористого кальция. Это недорогой, безопасный и достаточно эффективный антигидратный ингибитор.

Водные растворы хлористого лития также относятся к сильным электролитам, а свойства гигроскопичности их гораздо выше, чем у хлористого кальция.

Ранее было установлено, что наиболее эффективным антигидратным ингибитором является 30 % - ный раствор хлористого кальция.

При сопоставлении величины понижения равновесной температуры гидратообразования, в присутствии растворов хлористого лития в зависимости от его концентрации с аналогичными характеристиками других антигидратных ингибиторов (рис.4.8) установлено, что исследованные растворы наиболее эффективны.

Так, если растворы хлористого кальция плотностью 1,08 снижают равновесную температуру на 3,5°С, то растворы хлористого лития этой же плотности приблизительно на 14°С. Дальнейшее повышение плотности раствора хлористого лития приводит к еще большему эффекту. При растворе плотностью 1,1 кристаллогидраты не были получены даже тогда, когда давление в системе было поднято до 240 кгс/см2, а температура снижена до 0,9°С.

Этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) применяются в качестве антигидратных ингибиторов.

В таблице 4.1 приведена характеристика гликолей.

По своим качествам гликоли являются более сильными, но и более дорогими ингибиторами по сравнению с растворами хлористого кальция и метанолом. При использовании отработанный раствор обязательно регенерируется и используется вновь. Это значительно снижает стоимость применения гликолей.

Выбор гликоля зависит от состава газа. Так, в магистральном газопроводе, где присутствует природный газ, лучше применять ЭГ. Однако в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах использовать ЭГ невыгодно из-за высокой упругости его паров. Для этих условий более подходят ДЭГ и ТЭГ. Следует отметить, что в единой системе сбора и транспорта газа следует применять один вид гликоля, что упрощает сбор и регенерацию отобранного раствора. С этой точки зрения целесообразнее всего применять ДЭГ.

Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) часто используют для осушки газа и в качестве ингибитора для борьбы с отложениями гидратов. Наиболее распространен как ингибитор диэтиленгликоль, хотя применение этиленгликоля более эффективно: его водные растворы имеют более низкую температуру замерзания, меньшую вязкость (рисунок 4.11), а также малую растворимость в углеводородных газах, что значительно снижает его потери.

Гликоли с водой также смешиваются в любых соотношениях. Плотность водных растворов гликолей и температуру их замерзания можно определить по графикам (рисунок 4.12 и 4.13). Наиболее низкие температуры замерзания этих растворов находятся в пределах концентрации 60 - 70%, которые являются оптимальными при использовании гликолей в качестве ингибиторов гидратов. Так как упругость паров гликолей при температуре образования гидратов небольшая (рисунок 4.14), то они при вводе в трубопровод практически полностью остаются в жидкой фазе, что упрощает их улавливание для повторного использования.

Регенерация гликолей проводится до получения свежего раствора. Потери гликолей при использовании их в качестве ингибиторов гидратов складываются из потерь при регенерации (термическое разложение и унос), потерь в результате неполного отделения от газа в сепараторах, растворения гликолей в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.

Наиболее радикальным способом предотвращения в системе газоснабжения гидратов и водяных пробок образования является осушка газа. Специальные установки по осушке газа размещаются обычно на УКПГ или на головных сооружениях магистральных газопроводов.

Существующие способы осушки при подготовке газа к дальнему транспортированию подразделяются на две основные группы:

1). сорбционные - поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твердыми (адсорбция) сорбентами;

2). охлаждением газового потока с дополнительным компримированием и без него.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа.

Наиболее распространены два способа осушки газа: с использованием жидкого поглотителя - ДЭГ, ТЭГ и твердого поглотителя - силикагеля, активированной окиси алюминия (боксита) и цеолитов. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор, размер которых составляет единицы и десятки ангстрем. Удельная поверхность составляет сотни квадратных метров на 1 г поглотителя. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре поглотителя и испаряется при подогреве.

Методы абсорбции ди - и триэтиленгликолями обеспечивают снижение точки росы на 24 - 40°С.

Практика показала, что влагосодержание газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, должно, составлять, не более 0,05 - 0,1 г/м3. Осушка газа предотвращает гидратообразование и снижает внутреннюю коррозию газопровода.

Жидкий сорбент, пригодный для осушки природных газов, должен удовлетворять требованиям: высокая взаимная растворимость с водой; низкая стоимость; антикоррозийность; стабильность по отношению к газовым компонентам; стабильность при регенерации; простота регенерации; малая вязкость; низкая упругость паров при температуре контакта, малое поглощение углеводородных компонентов газа; низкая способность к пенообразованию или образованию эмульсии.

В наибольшей степени этим требованиям отвечает диэтиленгликоль:

(СН2CH2OH) 2O, представляющий собой прозрачную глицериноподобную жидкость с температурой кипения 245°С и температурой замерзания минус 9°С. Плотность ДЭГ - 1,116 кг/м3.

Для осушки газа с целью снижения точки росы до минус 15 - минус 20°С используется ДЭГ концентрации 99 - 99,5 %. Необходимое количество ДЭГ можно рассчитать по формуле:

Q = (W1 - W2) c2/ (c1 - c2), (4.4)

где Q - расход ингибитора, кг/1000 м3 газа; W1 - влагосодержание газа до ввода в него ингибитора (берется по специальным графикам для пластовых условий), кг/1000 м3 газа; W2 - влагосодержание потока газа при условиях вывода ингибитора (например в сепараторе); с1 - концентрация вводимого раствора ингибитора, % вес. (величина заданная); с2 - концентрация выводимого раствора, % вес., величина либо заданная, либо определяемая.

Процесс абсорбции проходит в сравнительно узких температурных пределах. Верхний предел температуры абсорбции определяется потерями гликоля в результате испарения. Практически верхний температурный предел составляет около 35°С.

Требуемая температура абсорбции определяется границей, до которой может быть охлажден регенерируемый гликоль входящим газом, теплотой абсорбции поглощенной воды и газоконденсатным отношением. Низкий температурный предел абсорбции определяется влиянием вязкости гликоля на поглотительную способность воды. Минимальная температура процесса примерно равна 10°С. Схема установки осушки газа гликолями предусматривает вакуумную регенерацию раствора (рисунок 4.20); она предназначена для глубокой осушки газа. Поступающий газ проходит через входной сепаратор 1, в котором отделяется капельная влага. Затем он попадает в абсорбер - контактор 2 на нижнюю тарелку. Газ в абсорбере поднимается через тарелки вверх, контактируя с раствором гликоля, подающимся на верхнюю тарелку. Концентрированный раствор гликоля, постепенно насыщаясь, опускается в нижнюю часть контактора, откуда через теплообменник, выветриватель 5 и фильтр 6 поступает в выпарную колонну 7. В нижней части выпарной колонны поддерживается температура 150 - 180°С, а в верхней части 105°С. Регенерированный (концентрированный) раствор гликоля через теплообменник и холодильник снова подается на верхнюю тарелку абсорбера. Затем рабочий цикл начинается снова. Осушенный в абсорбере газ поступает в каплеотделитель 3, в котором отделяется уносимый капельный гликоль; газ из каплеотделителя уходит в газопровод. Раствор гликоля, определяемый в каплеотделителе, поступает через сбросную линию абсорбера на регенерацию. Для снижения потерь гликоля при регенерации в верхней части выпарной колонны обеспечивается холодное орошение; температура здесь поддерживается в пределах 80 - 105°С. Отходящие пары воды и гликоля из выпарной колонны через холодильник поступают в сборник конденсата 8, откуда пары воды эжектируются в атмосферу, а охлажденный гликоль поступает на орошение и хранение. В современных установках совмещаются многие процессы по подготовке газа к транспорту.

Заключение

Таким образом, при современном уровне нефтегазовых технологий трудно ожидать, что себестоимость добываемого газа из гидратов будет сопоставима с аналогичным показателем традиционных газовых месторождений. Это обусловлено большими проблемами и сложностями, возникающими перед разработчиками и исследователями. Однако уже сейчас газовые гидраты можно сравнить с другим нетрадиционным источником газа - метаном угольных пластов. Еще двадцать лет назад считалось, что добывать метан из угольных бассейнов технически сложно и невыгодно. Теперь только в США ежегодно добывается порядка 45 млрд м3 из более 10 тыс. скважин, что достигнуто за счет развития нефтегазовой науки и создания новейших технологий газодобычи. По аналогии с угольным метаном можно сделать вывод , что добыча газа из гидратов может оказаться вполне рентабельной и начнется в ближайшей перспективе.

Список использованной литературы

1. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности, - М: Недра, 1986, 283 с.

2. Истомин В.А., Сулейманов Р.С., Бурмистров А.Г. и др. Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообразования в системах подготовки газа Уренгойского месторождения - М.: ВНИИЭгазпром, 1987 г.,48 с. (Обз. Информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып.8).

3. Регламент по УКПГ-1в. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994г.,43с.

4. Регламент по проектированию УКПГ - 1в для перевода на однореагентную (с метанолом) эксплуатацию. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994 г., 43 с.

5. Н.Н. Кабанов. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве реагента. - М.: ВНИИЭгазпром, 1996,19 с.

6. (Обз. Информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып.3).

7. В.А. Истомин. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1990 г., 213 с.

8. Технология синтетического метанола. М.М. Караваев, В.Е. Леонтьев, И.Г. Попов, Е.Т. Шепелев. - М.: Химия, 1984 г.,239 с.

9. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.

10. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. УГНТУ, 1995. - 144 с.

Размещено на Allbest