Учитывая высокую агрессивность рабочих сред, необходимо разработать комплекс мероприятий по защите технологического оборудования от коррозии.

Рекомендации по защите от коррозии эксплуатационных колонн и НКТ добывающих скважин.

Добывающие скважины месторождения по интенсивности общей и локальной коррозии могут быть квалифицированы как скважины, эксплуатирующиеся в среде со средней коррозионной активностью. Поэтому обсадные колонны и НКТ действующих скважин требуют применения дополнительных средств защиты от коррозии.

Серьезной проблемой добычи нефти и газа является значительное количество аварий, связанных с потерей герметичности обсадных колон. Коррозия наружной поверхности обсадных колонн может быть предотвращена путем полного подъема цементного раствора в заколонном пространстве.

Защита от коррозии обсадных колонн может быть осуществлена спуском труб из коррозионно-стойкой стали или труб с защитным покрытием.

Выбор материала производится с учетом агрессивности рабочих сред, а также прилагаемых механических нагрузок и эксплуатационных параметров. В частности, по механическим свойствам твердость материалов для обсадных колонн и НКТ должна соответствовать рекомендуемой твердости по Роквеллу - 22 (HRC), что эквивалентно твердости по Викерсу (Hv) - 248.

К применению могут быть рекомендованы обсадные и насосно-компрессорные трубы из низколегированных сталей марок J-55, К-55, С-75-11, обладающие удовлетворительной стойкостью к коррозионному растрескиванию в среде, содержащей сероводород. В частности, обсадные трубы колонн добывающих скважин могут быть выполнены из стали 09ГС, устойчивой в сероводородной среде.

На основании лабораторных и промысловых исследований, проведенных институтом КазНИПИнефть в 1983-1986 гг.[1], установлено, что заполнение затрубного пространства скважин вязко-упругим составом (0,3-1,0 % водный раствор ПАА, формалин и синтетическая водорастворимая смола марки СФ-282, ГР, ГРС, ТДС-10 и др.) при среднем соотношении компонентов 100:2:1 - обеспечивает 85-95 % защиту внутренней поверхности эксплуатационной колонны и внешней поверхности НКТ от коррозии. Эффект защиты связан с образованием на поверхности металла малопроницаемой защитной пленки.

Технология применения способа заключается в заполнении свежеприготовленного ВУС в межтрубное пространство скважины без давления, затем она закрывается на сутки для структурного уплотнения состава, после чего скважина запускается в эксплуатацию. Это позволяет значительно снизить коррозию обсадных колонн и наружной поверхности НКТ.

Для защиты от коррозии внутренней поверхности НКТ добывающих скважин рекомендуется применение НКТ с внутренним защитным (эмалевым) покрытием.

В опытном порядке, рекомендуется применение НКТ из алюминиевых сплавов (Д-16Т и др.), которые обладают большей коррозионной стойкостью, чем стальные НКТ.

Химические реагенты.

Химические реагенты - материалы, необходимые для обеспечения нормального ведения технологического процесса.

На КПК применяются хим. реагенты (ингибитор коррозии, дисперсант, метанол, ДЭГ, ТЭГ).

Требования к применяемым хим. реагентам определяются нормативными документами РК.

Промышленное применение реагентов осуществляется при наличии паспорта, сертификата качества, результатов лабораторных анализов по определению эффективности данного реагента, акта о проведении опытно-промышленных испытаний и сертификата соответствия.

В Приложении 5 представлены Сертификаты и характеристики вспомогательных материалов.

1.3 Текущее состояние разработки и условия возникновения осложнений при сборе и подготовке скважинной продукции

1.3.1 Мероприятия по предупреждению и ликвидации гидратообразований

В пластовых условиях газ всегда насыщен парами воды. В газе КНГКМ влагосодержание составляет, по данным: ВНИИгаз - 1.77 г/м3; КИО - 1.96 г/м3. Поэтому при разработке таких месторождений, в стволе скважин, в системе сбора и транспорта газоконденсатной смеси, а также на установках подготовки газа и в трубопроводах дальнего транспорта, при определенных термодинамических условий образуются газовые гидраты.

На месторождении Карачаганак образованию гидратов способствуют наличие в составе газа сероводорода (3.82%) и углекислого газа (6.57%). Так, сероводород может образовать гидрат при давлении всего 0.86 МПа при температуре 21.1°С. При добыче природного газа на Карачаганакском НГКМ образуются смешанные гидраты типа C3H8*2СН4*17Н2О и C3H8*2Н2S*17Н2О, т.е. малые полости в решетке структуры II занимает газ, самостоятельно образующий гидраты структуры I.

Несмотря на то, что гидраты являются неустойчивыми соединениями углеводородов с водой их образование приводит к серъезным нарушениям технологического процесса за счет уменьшения проходного сечения труобопроводов, вплоть до образования сплошной гидратной пробки. Удельный объем воды в гидратном состоянии - 1.26-1.32 см /г (для сравнения, удельный обьем воды в состоянии льда - 1.09 см /г).

В связи с вышеизложенным при разработке КНГКМ становится необходимостью проведение исследований и разработка мероприятий по предупреждению образования и ликвидации гидратов.

Существующие методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды. Для борьбы с гидратами на КНГКМ необходимо выбрать один или сочетать несколько наиболее широко применяемых методов к которым относятся следующие.

Осушка газового потока от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов.

Ввод в газовый поток ингибиторов гидратообразования.

Поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования.

Поддержание давления потока ниже давления гидратообразования.

Уменьшение плотности газа путем извлечения из него тяжелых углеводородов (С3+В).

Для предупреждения гидратообразования, а также влажной коррозии на КНГКМ применимы несколько способов осушки газа, основными из которых являются низкотемпературная сепарация (НТС) с использованием естественного и искусственного холода, абсорбция (осушка жидкими поглотителями), адсорбция (осушка твердыми поглотителями) и комбинированный способ (например, сочетание абсорбции с охлаждением). Для линии высокого давления (ВД) возможно охлаждение газа дросселироваем самого газа (эффект Джоуля-Томпсона). При снижении давления ниже 11.5 МПа для достижения необходимого снижения температуры необходимо сочетание охлаждения дросселированием газа и охлаждение внешними холодильниками. Во всех случаях при осушке газа охлаждением одновременно происходит частичное извлечение из газа тяжелых углеводородов.

Абсорбционный метод осушки газа основан на способности некоторых жидких веществ поглощать влагу. Жидкий абсорбент должен удовлетворять ряду требований, основными из которых является высокая влагоемкость, нетоксичность, достаточная стабильность, отсутствие корродирующих свойств, низкая растворяющая способность по отношению к газу и жидким углеводородам и слабая растворимость в них, простота регенерации. В наибольшей степени этим требованиям отвечают диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ).

Для извлечения из газа водяных паров твердыми поглотителями (адсорбентами) возможно применение активированной окиси алюминия, боксита, флорита, силикагеля, молекулярных сит и др. Содержание в Карачаганакском газе высокомолекулярных углеводородов, сероводорода, твердых и жидких взвешенных частиц снижает поглотительную способность адсорбентов, поэтому газ до поступления на осушку должен быть очищен от указанных примесей.

Молекулярные сита можно применять для одновременной осушки и очистки газа от тяжелых углеводородов и сероводорода. Они обладают более высокими поглощающими свойствами по сравнению с другими адсорбентами, способны поглощать влагу при более высоких температурах и повышенных скоростях движения газа.

Метод ввода ингибиторов гидратообразования в газовый поток наиболее технологичен для защиты скважин и трубопроводов сбора. Борьбу с гидратами в трубопроводах можно вести также поддержанием температуры газового потока выше температуры гидратообразования и/или давления потока ниже давления гидратообразования.

В любом случае для выбора того или иного способа необходимо определить условия и места образования гидратов в технологической системе добычи, транспорта, подготовки и использования газа. Выбор определяется технологическими возможностями, а также результатами всестороннего технико-экономического анализа.

1.3.2 Мероприятия по борьбе с парафиноотложениями

Нефть и конденсат КНГКМ характеризуются большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, количественнно отличающихся на различных участках месторождения. На юго-западном участке месторождения содержание парафинов, смол и асфальтенов в нефти колеблется соответственно в пределах: 1.7-12.4%, в среднем 5.0% [9]; 0.7-13.1%; 0.1-1.0%, а на северо-восточном участке соответственно в пределах: 3.1-5.2%, в среднем 3.8% [9]; 0.8-1.8%; 0.01-0.14%.

Содержание парафинов, смол и асфальтенов в конденсате составляет соответственно: 1.0-5.6% в среднем 2.9%; 0.02-2.90% в среднем 0.7%; 0.0-0.23% в среднем 0.07% [3].

Одним из наиболее распространенных осложненний при добыче таких нефтей являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирования, причём преобладает температурный фактор. При эксплуатации нефте- и газоконденсатных скважин, характеризующихся глубокими депрессионными воронками резко увеличивается возможность выпадения АСПО. В условиях низкопроницаемых пластов КНГКМ депрессия на пласт может достигать 10 МПа и более, поэтому при достижении величины забойного давления ниже давления насыщения по пласту вместе с частично разгазированной нефтью движется свободный газ. В призабойной зоне пласта происходит дросселирование газо-нефтяной смеси, что приводит к резкому снижению температуры фильтрующих агентов на 6.5-16°С и вероятности выпадения парафинов в порах пласта.

При движении нефти от забоя до промысловых сооружений охлаждение, в основном, происходит при движении по стволу скважины за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет выделения и расширения газа обусловленное снижением давления (примерно в два раза). В результате уменьщения температуры снижается растворяющая способность нефти и твердые парафины начинают выделяться из раствора, при этом наиболее интенсивная парафинизация происходит в подъемных трубах и в прискважинном оборудовании. До настоящего времени состав парафиновых отложений, содержащихся в конденсатах КНГКМ, изучен недостаточно. Не исследовано изменение состава отложений из конденсатов, выделяемых на различных ступенях сепарации на установках промысловой подготовки газа при различных термодинамических условиях сепарации.

По данным исследования МИНГ им. И.М.Губкина парафины выделенные из конденсата КНГКМ состоят из n-парафинов с числом углеродных молекул С24-С34 (табл.1.8).

Таблица 1.8 Индивидуальный состав парафинов, выделенных из газоконденсатов Карачаганакского месторождения

По исследованиям, проведенным лабораторией химико-аналитического контроля (ЛХАК) Карачаганак Петролеум Оперейтинг Бизнес Венче (КПО БВ), температура плавления парафинов, выделенных из нефти и конденсата незначительно отличаются друг от друга и составляют соответственно 55°С и 53°С. Температура помутнения конденсата составляет +22°С, нефти - +44°С.

По исследованиям проведенными AGIP/LACH, температура застывания (с предварительным подогревом) конденсата составляет минус 16°С, нефти-+15°С, температура застывания (без подогрева) конденсата составляет минус 33°С, нефти - +9°С.

Температура начала кристаллизации парафинов из стабильного конденсата КНГКМ находится в пределах 33-36°С. Основная масса твердых парафинов выпадает в интервале температур от 25 до 0°С, достигая максимума при 15-25°С.

Фирма AGIP/LACH провела исследования нефти со скважины 713 в результате которых получены следующие данные:

температура застывания +15°С;

температура помутнения нефти +44°С;

содержание парафина 1.416 кг/тн нефти, (содержание парафинов в конденсате составляет 0.3 кг/тн - по исследованиям AGIP/LACH в 1994 г.).

Парафиновый осадок содержит значительную долю нормальных парафинов С30-С40.

Высокое содержание нормальных парафинов и наличие асфальтосмолистых веществ (АСВ) обуславливает возникновение плотных парафиновых отложений в скважинном оборудовании, трубопроводах и на УКПГ.

Результаты вышеприведенных исследований свойств нефти и конденсата, проведенных различными организациями, имеют хорошую сходимость и могут быть использованы при проектировании разработки месторождения.

2. Виды осложнений и применяемые методы предупреждения и ликвидации

2.1 Методика исследования коррозии металлов, гидратообразования, парафиноотложения и солеотложения

2.1.1 Коррозия металлов

Выбор материала для скважинного оборудования для новых скважин осуществляется с учетом степени коррозионного риска при максимальном использовании углеродистых сталей. В общем случае, решение о применении углеродистых сталей и коррозионностойких материалов для скважинного оборудования конкретной скважины принимается с учетом критических значений коррозионного риска.

Изучение выбора материала.

Для определения методов предотвращения коррозии были проведены различные исследования и экспериментальные испытания отделом коррозии и материалов компании "Аджип" и Британской научно-исследовательской и технической лабораторией "Бритиш Газ".

"Предварительное изучение выбора материалов" было проведено с целью определения методов предотвращения коррозии и выбора для возможного использования металлических и неметаллических материалов.

Программы испытаний предназначались для изучения как углеродистых стальных материалов, так и коррозионностойких сплавов в имитированных промысловых условиях.

Были выбраны параметры испытаний для имитации таких скважинных условий, при которых разовьются максимальная коррозия в углеродистых стальных материалах и максимальная восприимчивость к растрескиванию коррозионностойких сплавов.

Был произведен предварительный выбор материалов для скважинного оборудования.

Методы усиления сопротивляемости материалов агрессивности среды

Критерии выбора метода

Одним из критериев выбора материала для месторождения Карачаганак является максимальное использование углеродистых сталей, где это представляется возможным.

Электрохимический контакт материалов в среде электролита является фактором, инициирующим коррозионные процессы. Не ожидается существенных электрохимических действий между коррозионностойким сплавом с никелевым основанием и нержавеющих сталей, когда они находятся в электрическом контакте в окислительных средах.

Коррозия под действием серы и коррозия во время кислотных обработок представляют опасность не только для углеродистых, но и легированных сталей при условиях, когда частицы серы, контактируя с поверхностью материала, инициируют электрохимическую реакцию или ионы водорода деполяризуют катодный процесс.

Коррозионностойкие сплавы могут пострадать от местной коррозии и/или общей коррозии при кислотных обработках даже в присутствии ингибиторов коррозии в определенных условиях. Их устойчивость к коррозии зависит от структуры стали, типа кислоты и относительной концентрации, температуры внутри скважины, времени контакта между кислотой и металлической поверхностью, типа ингибитора и его количества, количества кислотных обработок.

Коррозионностойкие сплавы также подвержены серной коррозии. Фактически известно, что хлориды, сульфиды и кислоты уменьшают способность Сr2O3 сопротивляться разрушению. Причем при коррозии коррозионностойких сплавов был замечен синергический эффект хлоридов и серы. Без присутствия как серы, так и хлоридов, инициация и рост местных изъязвлений не будут иметь места для КСС.

Ограничение максимальной скорости потока важно для предотвращения эрозионной коррозии, так как скорости потоков при превышении определенного предела обуславливают развитие процессов эрозионной коррозии.

Стандарт А.P.I. RP-14Е рекомендует использовать С-фактор, равный 150для углеродистой стали и 200 - для коррозионностойких материалов..

КИО (Карачаганакская Интегрированная Организация) принят критерий для оценки вероятности эрозионной коррозии в зависимости от соотношения действительной и критической скоростей потока. Может быть принят следующий критерий для оценки вероятности эрозионной коррозии в зависимости от соотношения действительной и критической скорости потока (V/VЕ):

При оценке вероятности коррозионной эрозии помимо рассматриваемого сопоставления действительной и критической скоростей необходимо учитывать то, что возникновение коррозионной эрозии не ожидается там, где в добываемом флюиде отсутствует вода. Для эксплуатируемых скважин с содержанием воды ниже 1% возникновение коррозионной эрозии не ожидается.

Целесообразность химического ингибирования будет определяться экономическим расчетом, когда выбор материала не может обеспечить надежность эксплуатации оборудования.

Применение химического ингибирования скважин будет осуществляться в случаях, когда материал оборудования будет подвергаться воздействию агрессивной среды в условиях роста обводненности, процессах интенсификации добычи методом кислотной обработки.

Принципы выбора материала для проектируемых сооружений подготовки и переработки продукции.

При выборе материала основываются на критериях, взятых из литературных источников, а также на фактическом опыте эксплуатации оборудования и трубопроводов в рамках ОПЭ месторождения, аналогичных сооружений, и руководствуются следующими основными принципами:

кислые компоненты Н2S и СО2 присутствуют в рабочих средах в большей части технологической линии;

выбор материала должен осуществляться в соответствии с требованиями NACE МR0175-97;

выбор материалов основывается на вышеуказанных критериях с максимальным использованием углеродистых сталей, где это представляется возможным.

Выбор материала для оборудования КПК

Выбор материала производится в соответствии с требованиями к материалам для работы в сернистых и низкотемпературных условиях. Для обеспечения надежной эксплуатации оборудования спецификации материалов должны соответствовать условиям эксплуатации или категориям службы.

При определении условий эксплуатации используются три категории службы:

условия службы в сернистой среде. Жидкость, содержащая высокий уровень H2S, возможно СО2 и водную фазу. Это эквивалентно условиям сернистой службы, определенным в NACE MR0175-97;

служба в условиях сухого H2S. Жидкость может содержать высокий уровень H2S, водная фаза отсутствует;

служба в несернистых условиях. Жидкость содержит ничтожный уровень H2S, возможно присутствие СО2 и водной фазы.

Для материалов, эксплуатирующихся в сернистой среде, непременным условием является соответствие требованиям NACE MR0175-97.

Максимальная рабочая и минимальная расчетная температуры используются для дальнейшего определения выбора конструкционных материалов. В качестве минимальной расчетной температуры принимается температура -46°С, за исключением когда условия продувки могут обусловить дальнейшее понижение этой минимальной температуры.

Выбор материалов производится по следующим принципам:

низкотемпературная углеродистая сталь (НТУС) - при работе до -46°С;

аустенитная нержавеющая сталь, типы 316L/304L - для более низких температур и более жестких коррозионных условий, если только по условиям коррозии не потребуются более высоколегированные стали.

Коррозионностойкие материалы для влажного высокосернистого газа должны иметь более высокое содержание никеля, чем материалы для влажного газа, не содержащего сероводорода, поскольку аустенитная нержавеющая сталь 316L и нержавеющие стали, выплавленные дуплекс-процессом, непригодны для работы с высокосернистым газом.

Рекомендуется проведение ряда испытаний в среде, имитирующей среду месторождения Карачаганак, для оценки сопротивляемости сульфидному растрескиванию под напряжением выбранной углеродистой стали.

Выбор химического ингибирования для объектов пподготовки и переработки продукции.

Одним из обоснований выбора химического ингибирования агрессивности рабочих сред установок подготовки и переработки является максимальное использование углеродистой стали.

В этом случае применяемый ингибитор не должен оказать влияние в какой-либо технологический процесс, предпринимаемый для добычи нефти и газа. Для любого выбранного ингибитора должен быть найден компромисс между его возможностью защищать от коррозии и любым его возможным вмешательством в операции процесса.

Применение углеродистой стали сильно зависит от использования эффективных коррозионных ингибиторов. Коррозионный ингибитор с эффективностью 95% и выше усилит сопротивляемость этих сортов стали коррозии, делая их более надежной альтернативой по сравнению с коррозионностойкими сплавами.

Лабораторный отбор ингибиторов коррозии

Отделом коррозии и материалов компании "Аджип" и Британской научно-исследовательской и технической лабораторией "Бритиш Газ" были проведены отборочные испытания ингибиторов коррозии и парафиновых ингибиторов, предоставленных известными фирмами-изготовителями.

Программа исследований включала в себя испытания на растворимость, совместимость, проведение антикоррозионной защиты при условиях, имитирующих промысловые.

Рекомендуется проведение испытаний выбранных ингибиторов в промысловых условиях с целью изучения совместимости с технологическими процессами и оценки эффективности защиты, поэтому выбор ингибиторов по результатам лабораторных исследований можно рассматривать лишь как предварительный.

Результаты опытно-промышленных испытаний ингибиторов

Согласно программе мониторинга коррозии в 1999 году проводились полевые испытания ингибитора коррозии марки ЕС1316А фирмы Налко-Ексон на объектах УКПГ-3. Сравнительный анализ проводился с ингибитором, применяемым в настоящее время. Ингибиторы подавались на разные технологические линии и совместно.

Предворительный анализ результатов замеров скорости коррозии прибором СК-3 показывает понижение скорости коррозии почти в 2 раза для исследуемого ингибитора на объектах сепарации I ступени и некоторое увеличение - на объектах II ступени сепарации. Замеры скоростей коррозии и питтингообразования прибором Корратером RCS 9000 показывают сходимость результатов для сравниваемых ингибиторов.

Данных по испытаниям недостаточно для определения сравнительной эффективности ингибиторов

2.1.2 Общая характеристика газогидратов

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи.

Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определенный состав, но это - соединения молекулярного типа, возникающие за счет вандерваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку при их образовании не происходит спаривание валентных электронов и пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле.

Гидраты газов достаточно широко распространены, имеют шесть различных форм в зависимости от молекулярной характеристики и структурных форм внутренних ячеек:

1) молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными полостями - проходами;

2) канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы - клатратообразователи образуют кристаллическую решетку с трубчатыми полостями;

3) слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул, образующие клатраты, и молекул - включения;

4) комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость или углубление, в котором располагается молекула - включение;

5) линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата, имеющие трубкообразную форму;

6) клатараты, образуемые в тех случаях, когда полимерные молекулы - включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим.

Гидраты газов и легколетучих жидкостей относятся именно к этим клатратам. Химической связи не существует между молекулами воды, образующими структурную решетку гидратов, и включенными молекулами газа. Молекулы воды при образовании гидрата и сооружении 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 - 1,09 см3/г).

Элементарная ячейка гидрата газа состоит из определенного числа молекул воды и газа. Соотношение воды и газа зависит от размера молекул газа - гидратообразователя. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов, это наличие газов и их состав, фазовое состояние и состав воды, температура и давление.

Состав газа определяет условия образования гидратов - чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре.

Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений представляют собой большей частью смесь предельных углеводородов.

В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной компонент - метан, содержание которого достигает 98 - 99%. Наряду с метаном в природные газы входят и более тяжелые углеводороды, содержание которых в чисто газовых незначительно; эти газы относятся к категории «сухих». Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан - бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми углеводородами.

Влагосодержание газов. Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ - вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозировании места образования и интенсивности накопления газогидратов в различных частях технологической системы добычи и транспорта газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.

Современные представления о генезисе углеводородов на нашей планете позволяют утверждать, что залежи природного газа и нефти сформировались в водонасыщенности пластах при вытеснении воды из пористых пластов - коллекторов. Генерируемые газы или нефть в земной коре постоянно контактирует с поровой водой и насыщаются ее парами. Содержание их определяется составом газа, минерализацией воды, давлением, температурой и параметрами пористой среды пласта.

Растворимость воды в жидких углеводородах. Сжиженные углеводороды вплоть до бутана в присутствие воды также дают гидраты, которые нарушают технологию их перекачки и переработки. Количество воды, растворенной в жидких углеводородах, зависит от давления, температуры и их молярного состава.

Растворимость газов в воде. Экспериментально доказано, что в объеме воды при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Растворенный в воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата.

Природные газы довольно активно растворяются в воде даже при низких давлениях. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газа в воде снижается. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа в воде. Присутствующий в воде азот, водород и гелий снижают растворимость газов в воде.

При добыче, транспортировании, обработке газа изменяются давление и температура в технологической системе, минерализация воды, с которой газ контактирует в залежи и, как следствие, -- влагосодержание газа во времени. Температура пласта при разработке месторождения остается практически постоянной, а пластовое давление снижается, при этом влагосодержание газа в пластовых условиях возрастает. Часть воды испаряется и призабойная зона в большинстве режимов осушается, что приводит к возрастанию ее проницаемости. Продвижение газового потока от забоя к устью обычно сопровождается значительным понижением температуры и конденсацией избыточной влаги из газового потока. Конденсационная влага отделяется на установках сепарации и осушки газа с понижением точки росы по воде ниже минимальной рабочей температуры в системе транспорта.

Во время всего периода разработки газовых и газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме (pпл = const) все параметры газа (а следовательно, и его влажность) постоянны.

Влагосодержание газа у устья, в сепараторах, в газосборном коллекторе и в магистральных газопроводах постоянно, определяется заданным режимом каждого звена системы обустройства.

Влагосодержание природных газов при движении по газопроводам зависит от изменения давления и температуры.

Гидратообразование -- это процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего - образование гидратов.

Гидраты представляют собой белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул воды.

При редуцировании давления газа происходит снижение его температуры, что приводит к возникновению и отложению твердых кристаллогидратов на поверхности клапана и седла регуляторов давления, вследствие чего они перестают работать, что может повлечь за собой полную остановку всей ГРС.

В качестве способов борьбы с образованием кристаллогидратов применяют следующие методы:

· общий или частичный подогрев газа;

· локальный подогрев корпуса регуляторов;

· ввод метанола в газопровод.

Все перечисленные методы имеют как свои достоинства, так и недостатки. Разберем их по отдельности.

Общий или частичный подогрев природного газа на ГРС и КС осуществляется с помощью промышленных подогревателей. Данный способ, несомненно, является наиболее удобным, так как позволяет постоянно поддерживать необходимую температуру газа для полноценного функционирования технологических схем ГРС.

Конструктивно подогреватели могут быть с прямым и непрямым (с помощью промежуточного теплоносителя) нагревом, и оснащены различными комплектами автоматики и вспомогательными устройствами.

Стоимость подогревателей колеблется в диапазоне от 1500 тыс. руб. до 3000 тыс. руб. и выше в зависимости от теплопроизводительности, пропускной способности и комплектации. Данный способ наиболее распространен, но требует значительных финансовых вложений.

Локальный подогрев регуляторов осуществляют путем обматывания корпуса электрическим ленточным обогревателем. Стоимость саморегулирующей нагревательной ленты колеблется в диапазоне от 500 до 1000 руб. за метр. При своей относительной экономической выгоде, данный способ требует наличия стороннего источника электроэнергии.

Ввод метанола в газопровод осуществляется путем установки системы впрыска. Стоимость данной установки составляет 200 -- 250 тыс. руб. плюс затраты на приобретение расходного материала -- метанола.

Кроме того нужно учесть, что метанол является очень сильным ядом, имеющим кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться в организме. Даже незначительная концентрация метанола в воздухе может привести к очень сильному отравлению. Поэтому для обслуживающего персонала метанольной установки потребуются дополнительные средства защиты, а соответственно и дополнительные затраты.

Кроме вышеперечисленных способов, для предотвращения гидратообразования могут применять и другие: обогрев помещений, где расположен узел редуцирования, до необходимой температуры, установка на регулятор подогревающей водяной рубашки и т.д.

Все эти способы требуют либо значительных капиталовложений, либо посторонних источников энергии. Кроме того, установка дополнительного оборудования влечет за собой повышение трудозатрат по его обслуживанию.

Одной из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор» стал регулятор давления газа РДУ-Т с теплогенератором, сконструированный специально для предотвращения гидратообразования. Применение регулятора в технологических схемах ГРС, где возможно отключение либо отказ от использования подогревателей газа, несет значительный экономический эффект. Несомненным плюсом РДУ-Т является то, что теплогенератор работает без посторонних источников энергии -- за счет собственной кинетической энергии газового потока.

Теплогенератор работает по принципу вихревого разделения потока газа. Холодная составляющая отводится и сбрасывается в задний фланец регулятора, что помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор до температуры +40-50 °С. Температура нагрева теплогенератора достаточна для предотвращения обмерзания запорно-регулирующего устройства.

Регуляторы давления РДУ-Т были установлены в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Леноблгаз» на «проблемных» объектах магистральных газопроводов, где отсутствует узел подогрева газа, в 2006 -- 2007 г. За все время эксплуатации регуляторы РДУ-Т не вызвали каких-либо замечаний у обслуживающего персонала ГРС. При температуре газа, располагающей к образованию кристаллогидратов, регуляторы оставались сухими, снежная шапка отсутствовала. Во время проведения плановых ревизий образований кристаллогидратов в исполнительных механизмах регуляторов также не было обнаружено.

Важным достоинством регуляторов РДУ-Т является то, что он не требует дополнительных трудозатрат по обслуживанию. Для работы теплогенератора необходим расход газа, проходящего через него, в объеме от 1000 м?/ч. Поэтому на малых расходах, теплогенератор может быть выключен, а РДУ-Т будет работать в режиме обычного регулятора РДУ.

В целом, учитывая современные реалии эксплуатации ГРС, применение регулятора РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем, связанных с гидратообразованием. Надежность, простота конструкции, видимый экономический эффект делают регулятор РДУ-Т важной составляющей узла редуцирования газораспределительных станций.

2.1.3 Места образования гидратов

Правильный прогноз места образования гидратов обеспечивается выбором наиболее эффективного способа предупреждения накопления гидратов.

Гидраты газов могут образовываться в любом месте, где имеется газ, вода и соответствующие давления и температура. В реальных условиях гидраты образуются или в пласте до ввода залежи в разработку, если залежь находится в зоне гидратообразования, или в призабойной зоне пласта, когда температура газоводного потока в результате создания высоких депрессий снижается до равновесной, или при закачке в призабойную зону воды с температурой ниже равновесной.

При создании подземного хранилища газа в охлажденной структуре интенсивная закачка газа может привести к образованию гидратов в пласте и его закупорке.

Гидраты в стволе скважины могут образоваться на забое, в колонне фонтанных труб, особенно при наличии в них дроссельных устройств, в кольцевом пространстве, в приустьевом оборудовании. Наиболее опасный период - пусковой, когда ствол скважины не прогрет.

Гидраты могут образоваться на любом участке технологической линии промысловой системы сбора и подготовки газа, в системах магистрального транспорта, подземного хранения.

Для определения места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости p-t, фактическое изменение давление и температуры потока газа.

При снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды, ниже равновесной температуры произойдет образование и накопление гидрата.

Интенсивность накопления гидратов определяется состоянием воды, переохлаждении и турбулентностью потока, скоростью формирования свободной поверхности контакта и другими факторами.

Образование гидратов в призабойной зоне пласта.

В призабойной зоне пласта гидраты могут образоваться при:

1) снижении температуры газа в призабойной зоне ниже равновесной в результате высокой депрессии давления при отборе газа;

2) закачке в пласт охлажденной воды во время бурения или ремонта скважины;

3) закачке охлажденного газа в подземное хранилище;

4) охлаждении призабойной зоны в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и так далее.

Технологический режим скважин на залежах с охлажденными пластами должен исключать возможность образования гидратов в пласте, так как цилиндрическое образование и разложение гидратов приведет к разрушению призабойной зоны, к образованию больших каверн и, как следствие, к уничтожению скважин.

Образование гидратов в стволе скважин

Большинство газовых скважин характеризуются наличием условий гидратообразования в стволе. Гидраты в скважине могут образоваться как в период ее работы, так и в период простоя, а также в фонтанных трубках, в кольцевом пространстве в любом интервале глубин, характеризующемся условиями гидратообразования.

Место и интенсивность накопления гидратов в скважине изменяются и зависят от режима работы, конструкции скважин и геотермического градиента. В определенных условиях при эксплуатации скважины только по затрубному кольцевому пространству образование гидратов может иметь локальный характер - в точках дросселирования газа при его перетоках через неплотности в муфтовых соединениях.

Наиболее часты случаи образования гидратов в стволе простаивающих длительное время скважин или при их консервации.

Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом скважины приводит в охлажденных разрезах пород к снижению температуры ниже равновесной температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках труб, последующая кристаллизация приводит, как правило, к полной закупорке ствола скважины. Длина гидратных пробок достигает десятков и сотен метров. В определенных условиях, при образовании гидратов и накоплении секционных пробок в скважинах могут развиваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и разрывом колонн скважин.

Образование гидратов в системе обустройства газового месторождения.

При значительном дросселировании газа и большой протяженности газосборных линий, гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки газа к магистральному транспорту.

Место образования гидратов в действующей системе обустройства при известных технологических параметрах газопроводов и оборудования определяют точку пересечения кривых рабочей и равновесных температур.

При проектировании системы обустройства месторождения при наличии условий гидратообразования место образования гидратов зависит от предполагаемой технологии сбора, обработки и транспорта газа. Изменением диаметра технологических трубопроводов, использованием различных теплообменных аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока можно изменять место образования и накопления гидратов в системе обустройства до установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта.

При наличии конденсата углеводородов в потоке газа обычно применяют различные способы охлаждения потока с целью максимального выделения конденсата. Для охлаждения потока используют дросселирование потока при высоких давлениях, а также теплообменники, турбодетандеры, холодильные машины и т. д.

2.1.4 Исследование условий образования гидратов

Для разработки научно обоснованных мероприятий исследованы условия образования гидратов на месторождении Карачаганак.

Хотя экспериментально в лабораторных условиях параметры образования гидратов Карачаганакского газа до настоящего времени не изучены, ВНИИгазом, по результатам экспериментальных исследований и использования различных расчетных методик для определения условий гидратообразования Оренбургского газа, близкого по составу к Карачаганакскому, получены достаточно точные значения параметров гидратообразования Карачаганакского газа.

Для получения более достоверных данных по условиям гидратообразования нами к расчету принят осредненный состав газа, добываемого в настоящее время. Поскольку состав гидратообразующих компонентов отличается незначительно, условия образования гидратов в процессе промысловой подготовки характеризуются практически без снижения точности составом газа сепарации, приведенного в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Состав газа сепарации (%мольн.)

Результаты расчета параметров гидратообразования по методу Трекела и Кемпбела представлены в таблице 2.2. Точность расчета по температуре составляет ±1°С.

Таблица 2.2 Условия гидратообразования газа сепарации

Рассчитанная температура гидратообразования для пластовых условий газа относительной плотностью 1.1 при давлении 34.8 МПа составляет 28°С, при давлении 53.3 МПа-29.5°С. Параметры гидратообразования для устьевых условий показаны на рисунке 2.1.

Рис 2.1 Равновесные параметры гидратообразования газа со скважин КНГКМ

При рабочих условиях ниже кривой, в присутствии свободной влаги, образуются гидраты.

Анализ термобарических условий

К сожалению, в настоящее время устьевая температура на большинстве добывающих скважин не замеряется из-за отсутствия термокарманов, поэтому о ней можно судить по замерам, произведенным во время ОПЭ и при исследовании на установке Порта-Тест. Минимальная устьевая температура, равная 20°С, отмечена на работающей скважине 305 в мае 1990 г.

В таблицах 2.3 - 2.5 приведены данные.

Таблица 2.3 Дебиты газа и устьевая температура скважин

Таблица 2.4 Рабочие устьевые температуры по скважинам, °С.

Таблица 2.5 Средневзвешенные устьевые температуры, с С

В период с 1988 по 1990 гг. отмечался рост устьевых температур при одних и тех же дебитах. Так при дебите газа 500 тыс.м /сут рост температуры за 2 года составил 5°С. По всей видимости это связано с прогревом скважин и окружающих их зон от забоя до устья и увеличения объема выпадающего в жидкую фазу конденсата в их стволах при снижении давления. Приведенные факторы оказывали большее влияние на увеличение температуры, чем уменьшение ее за счет возрастания эффекта дросселирования при низких коэффициентах дросселирования, характерных для высоких давлений. В дальнейшем возможно снижение устьевых температур при существующем снижении пластовых давлений, т.к. породы вдоль ствола скважин к этому времени прогреются, а коэффициенты дросселирования, возрастут.

Устьевые температуры при различных дебитах газа и конденсата, замеренные при исследованиях на установке Порта-Тест в 1998-1999 гг., представлены в таблицах 2.6, 2.7 для газоконденсатных и в таблице 2.8 для нефтяных скважин.

По анализу существующего фактического материала, накопленного за время опытно-промышленной эксплуатации месторождения, температура на устье работающих скважин составляет 15-49°С по I объекту при давлении на устье в пределах 15.7-27.2 МПа; 22-46°С - по II объекту при давлении на устье в пределах 20.0-27.8 МПа; 14-32°С - по III объекту при давлении на устье в пределах 18.0-26.5 МПа.

Таблица 2.6 Температура на устье добывающих скважин I объекта разработки

Таблица 2.7 Температура на устье добывающих скважин II объекта разработки

Таблица 2.8 Температура на устье скважин третьего объекта разработки

Прогнозируемые температуры на устье скважин, расчитанные специалистами Альянса, представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 Прогнозируемые устьевые температуры

Представленные выше данные, замеренные и расчитанные независимо друг от друга различными организациями, имеют хорошую сходимость для устьевых температур ниже равновесной гидратообразования.

При протяженности шлейфов 2-4 км потери давления будут составлять - 0.3-2.4 МПа, а температуры - 2-7°С. На блоке входных манифольдов (БВМ) температура колеблется в пределах 25-40°С.

На территории месторождения Карачаганак на глубине нейтрального слоя (35м) температура равна +7.5°С. Устьевая температура в простаивающих скважинах зависит от продолжительности работы этих скважин до остановки и может понизиться до температуры нейтрального слоя и ниже (до температуры грунта). Так, например, по термометрии в простаивающих скважинах 20 (12.08.88, 19.04.89) и 312Д (01.12.91.) зарегистрирована температура +5°С.

УКПГ-3

Пластовая смесь по шлейфам под давлением 16 - 23.5 МПа с температурой 25-40°С поступает на БВМ. Перед поступлением в сепараторы первой ступени С-01А/В пластовая смесь подогревается в кожухотрубном теплообменнике Е-09 до температуры +36°С при давлении 12.6-13.0 МПа. Далее, выделившаяся жидкость из сепараторов первой ступени С-01А/В подогревается в кожутрубном теплообменнике Е-05 и при температуре +36°С поступает в трехфазные сепараторы С-03А/В. Газ, освобожденный от капельной жидкости поступает в теплообменники «газ-газ» Е-01А/В, где охлаждается встречным потоком газа до температуры +16°С и дросселируется до 8.0 МПа и температуры минус 10°С и поступает в сепаратор НТС С-02А/В. Газ с НТС подогревается встречным потоком газа до +30°С и направляется на ОГПЗ.

Газопроводы УКПГ-3 - ОГПЗ

Сероводородсодержащий газ, соответствующий требованиям ТУ-51-524-91, транспортируется по двум ниткам газопроводов УКПГ - ОГПЗ.

В таблице 2.10 даны параметры технологического режима газопровода.

Таблица 2.10 Нормы технологического режима газопровода

При расчетах учтены следующие условия:

обеспечение оптимальных скоростей (до 4 м/с) для сокращения отложения влаги в трубопроводе;

обеспечение расхода (50-100 тыс.м /сут) через тупиковые участки для исключения застойных зон.

Фактическая температура в газопроводе при входе в ОГПЗ равна зимой 3-8°С, летом 18-25°С. Снижение температуры происходит за счет теплообмена с окружающей средой и эффекта Джоуля-Томпсона.

Конденсатопровод нестабильного конденсата УКПГ- ОГПЗ

Транспорт нестабильного конденсата от УКПГ до ОГПЗ осуществляется по трём ниткам конденсатопроводов, данные которых представлены ниже:

Минимально допустимое давление в конденсатопроводе по замерному устройству УКГП-3 - 6.5 МПа.

В таблице 2.11 дана температура конденсатопровода на 50 и 100 км отметках трассы при различных объемах транспорта конденсата.

Таблица 2.11 Температура конденсатопровода

Температура грунта зимой (tгр) равна +2°С, летом - +13°С. Проектируемые сооружения

УКПГ-2

Газоконденсатная смесь со скважин и манифольдных станций поступает во входные манифольды технологических ниток D и E с температурой 25-45°С при давлении 8.0-12.0 МПа, далее поступает в трехфазный сепаратор-разделитель при давлении 7.5 МПа и температуре 25-40°С. Газ с трехфазного сепаратора-разделителя поступает в гликолевый абсорбер где осушается до точки росы по воде -60°С при давлении 7.0 МПа. Осущенный газ охлаждается в трех последовательно расположенных теплообменниках «газ-газ», за счет подачи газа с низкотемпературного сепаратора, до 2.9°С. Далее, осущенный газ из сепараторов теплообменников «газ-газ» охлаждается (в первой фазе - за счет дросселирования, во второй фазе - в пропановом испарителе) до температуры минус 9.3°С.

КПК

Система переработки высокосернистого газа состоит из установки контроля точки росы среднего давления (СД), установки контроля точки росы низкого давления (НД), установки компрессии выходящего газа, установки очистки газа (процессом МДЭА) и системы регенерации МДЭА.

Газоконденсатная смесь со скважин и манифольдных станций поступает во входные манифольды технологической нитки СД с температурой 25-45°С при давлении 8.0-12.0 МПа, далее поступает в слаг-кетчер при давлении 7.0МПа и температуре 33°С.